UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
CARÁTULA
ANÁLISIS DESCRIPTIVO DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN
ANTICORROSIVA DEL OLEODUCTO SECUNDARIO VILLANO
ALFA-CPF DE LA EMPRESA AGIP OIL ECUADOR
OPERADORA DEL BLOQUE 10
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS
JOSÉ FERNANDO FREIRE SOLÍS
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2012
DECLARACIÓN
Yo JOSE FERNANDO FREIRE SOLÍS, declaro que el trabajo aquí descrito
es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado
o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
_________________________
(José Fernando Freire Solís)
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis descriptivo
del sistema de protección anticorrosiva del oleoducto secundario
Villano ALFA-CPF de la empresa AGIP OIL ECUADOR Operadora del
Bloque 10”, que, para aspirar al título de Tecnólogo en Petróleos fue
desarrollado por José Freire, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad
de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el
reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
___________________
Ing. Fausto Ramos
DIRECTOR DEL TRABAJO
AGRADECIMIENTO
A Dios por darme salud y fortaleza en los momentos difíciles. A la
Universidad, en donde aprendí muchos principios éticos así como
conocimientos que me servirán tanto para mi vida profesional como para mi
convivir cotidiano. A mis profesores por brindarme día a día cada una de sus
enseñanzas y experiencias. A mis padres y a Nathaly por su apoyo
incondicional. A mi director de tesis por apoyarme para terminar este
ii
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN xii
ABSTRACT xv
CAPÍTULO I 1
1 INTRODUCCIÓN 1
1.1 OBJETIVO GENERAL 1
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 2
1.3 JUSTIFICACIÓN 2
1.4 HIPÓTESIS 3
1.4.1 IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES 3
1.4.1.1 Variables Independientes 3
1.4.1.2 Variables Dependientes 3
1.4.1.3 Variables Intervinientes 4
1.5 MARCO DE REFERENCIA 4
1.5.1 MARCO TEÓRICO 4
1.5.1.1 Antecedentes 4
1.5.2 BASES TEÓRICAS 5
1.5.3 MARCO CONCEPTUAL 8
1.6 METODOLOGÍA 9
iii
1.6.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN 10
1.6.2.1 Observación indirecta 10
1.6.2.2 Observación de Campo 10
CAPÍTULO II 11
2 MARCO TEÓRICO 11
2.1 CORROSIÓN 11
2.1.1 DEFINICIÓN 11
2.2 CELDA DE CORROSIÓN 11
2.2.1 ÁNODO 11
2.2.2 CÁTODO 12
2.3 CAUSAS PRINCIPALES DE LA CORROSIÓN. 15
2.3.1 COMPOSICIÓN QUÍMICA DEL AGUA. 15
2.3.2 CONCENTRACIÓN DE GASES DISUELTOS EN EL AGUA. 15
2.3.2.1 Oxígeno Disuelto 16
2.3.2.2 Dióxido de Carbón Disuelto 18
2.3.2.3 Ácido Sulfídrico Disuelto 20
2.3.3 METALURGIA DEL ACERO. 22
2.3.4 VARIABLES FÍSICAS QUE INFLUYEN EN EL PROCESO DE
CORROSIÓN. 23
2.3.4.1 Temperatura 23
iv
2.3.4.3 Velocidad 23
2.3.4.4 Esfuerzos de tensión 24
2.4 ASPECTOS GENERALES DE LA CORROSIÓN. 24
2.4.1 ASPECTOS ECONÓMICOS 24
2.4.2 ASPECTOS HUMANO-SOCIALES 25
2.4.3 ASPECTOS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL 25
2.4.4 ASPECTOS AMBIENTALES 25
2.5 TIPOS DE CORROSIÓN. 25
2.5.1 CORROSIÓN LOCALIZADA. 27
2.5.1.1 Celdas de Concentración. 27
2.5.1.2 Corrosión por unión Bi-metálica ó Corrosión Galvánica. 29
2.5.1.3 Erosión-Corrosión. 32
2.5.1.4 Cavitación. 32
2.5.1.5 Corrosión Intergranular. 32
2.5.1.6 Fallas causadas por hidrógeno. 33
2.5.1.7 Corrosión causada por fatiga 35
2.5.2 CORROSIÓN UNIFORME. 36
CAPÍTULO III 37
3 METODOLOGÍA 37
3.1 MÉTODOS DE CONTROL DE LA CORROSIÓN 37
v
3.1.1.1 Propiedades y características de los inhibidores de
corrosión. 38
3.1.1.2 Mecanismos de inhibición. 38
3.1.1.3 Cualidades que deben reunir los inhibidores de corrosión. 39
3.1.1.4 Selección de inhibidores de corrosión. 41
3.1.1.5 Selección de los puntos de inyección de inhibidores. 42
3.1.1.6 Compatibilidad entre inhibidores inyectados y con los
materiales de la instalación de ductos. 43
3.1.1.7 Monitoreo de los inhibidores de corrosión. 44
3.1.2 PROTECCIÓN CATÓDICA. 50
3.1.2.1 Principios de la protección catódica. 51
3.1.2.2 Criterios de protección catódica. 52
3.1.2.3 Fuentes de corriente continua para protección catódica. 53
3.1.3 APLICACIONES DE REVESTIMIENTO EPÓXICO. 60
3.1.4 APLICACIÓN DE AMINAS FÍLMICAS. 60
CAPÍTULO IV 60
4 ANÁLISIS DE RESULTADOS 60
4.1 SISTEMAS DE PROTECCIÓN PARA EL CONTROL DE LA
CORROSIÓN UTILIZADOS EN EL OLEODUCTO SECUNDARIO EN EL
vi
4.1.1 QUÍMICOS MANEJADOS EN EL OLEODUCTO SECUNDARIO.
62
4.1.1.1 Demulsificantes. 63
4.1.1.2 Inhibidores de corrosión. 64
4.1.1.3 Inhibidores de escala. 65
4.1.2 PROTECCIÓN CATÓDICA EN EL OLEODUCTO
SECUNDARIO. 67
4.1.2.1 Ánodos de sacrificio. 71
4.1.2.2 Cuidado y mantenimiento del equipo de prueba de
protección catódica 74
4.1.3 REVESTIMIENTO EPÓXICO 75
4.1.3.1 Propiedades. 76
4.1.3.2 Aplicación. 76
4.1.3.3 Almacenamiento y transporte. 77
4.1.4 ESPESORES DE TUBERÍA Y LOCALIZACIÓN DE PUNTOS
DE INTERÉS EN LA LÍNEA DE FLUJO VA-CP. 78
CAPÍTULO V 80
5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 80
5.1 CONCLUSIONES 80
5.2 RECOMENDACIONES 81
vii
NOMENCLATURA 85
viii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Referencias del Campo Villano Alfa 5
Tabla 2. Series de Fuerza Electromotriz de Metales 30
Tabla 3.Serie Galvánica Práctica 31
Tabla 4. Series de Fuerza Electromotriz de Metales 55
Tabla 5.Serie Galvánica Práctica 56
Tabla 6.Características del Oleoducto Secundario 60
Tabla 7.Características del fluido transportado 61
Tabla 8.Productos químicos manejados durante el año 2011 63
Tabla 9.Medición en estaciones de pruebas-Oleoducto Secundario 71
Tabla 10.Espesores de tubería VA-CPF (Según planos de construcción
ix
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Celda de corrosión 13
Figura 2.Corrosión del acero 14
Figura 3. Corrosividad comparativa de tres gases comunes en soluciones de
agua 16
Figura 4.Corrosión por O2 17
Figura 5. Corrosión por CO2 19
Figura 6. Corrosión por H2S 21
Figura 7.Las 8 formas de corrosión 26
Figura 8.Tipos de corrosión 27
Figura 9.Las 8 formas de corrosión 37
Figura 10. Molécula de un inhibidor de corrosión 39
Figura 11. Diagrama esquemático de doble capa de molécula de imidazolina
sobre una capa de óxido de hierro 40
Figura 12. Mecanismo de inhibición de una superficie metálica cubierta por
productos de corrosión 40
Figura 13.Cupones de corrosión 45
Figura 14.Cupones 47
Figura 15.Evaluación de Cupones 47
Figura 16. Probeta de resistencia a la polarización 49
Figura 17.Probeta MICROCOR 50
Figura 18. Diagrama de protección catódica con ánodo de sacrificio y
x
Figura 19. Esquema de protección catódica corriente impresa-tubería
enterrada. 58
Figura 20.Entrada del Oleoducto secundario al CPF de Agip Oil Ecuador 62
Figura 21.Mecanismos primario y secundario de inhibición. 66
Figura 22.Conexión a tierra 68
Figura 23. Instrumento para la lectura 68
Figura 24.Estación de prueba 69
Figura 25.Equipo para la lectura de potenciales 70
Figura 26.Lectura de potenciales 70
xi
ÍNDICE DE ECUACIONES
Ecuación 1. Oxidación 7
Ecuación 2. Reducción del oxígeno 8
Ecuación 3. Oxidación del agua 8
Ecuación 4. Corrosión anódica 12
Ecuación 5. Reacción catódica 12
Ecuación 6. Reducción del oxígeno en aguas ácidas 12
Ecuación 7. Reducción del oxígeno en aguas alcalinas 13
Ecuación 8. Reacción anódica 17
Ecuación 9. Reacción del oxígeno 17
Ecuación 10. Reacción catódica 18
Ecuación 11. Reacción del ácido carbónico con el hierro 18
Ecuación 12. Presión parcial 20
Ecuación 13. Corrosión por H2S 21
Ecuación 14. Porcentaje de protección 45
Ecuación 15. Velocidad de corrosión (uso de cupones) 46
Ecuación 16. Velocidad de corrosión (corrosión localizada) 46
Ecuación 17.Cálculo de milésimas de pulgada por año mediante uso de
xii
RESUMEN
El siguiente trabajo de titulación tiene como objetivo principal identificar los
sistemas de protección para el control de corrosión del oleoducto secundario
en el Tramo Villano Alfa-CPF (Facilidades de Producción) de la Empresa
AGIP OIL ECUADOR, mediante la determinación de los factores que
influyen, así como de la descripción y el procedimiento de los equipos
utilizados para controlarlo; el mismo consta de cinco capítulos que harán
referencia a:
En el CAPÍTULO I se define los objetivos, justificación del tema y los
métodos de investigación que se van a aplicar en este trabajo.
En el CAPÍTULO II se realiza un análisis teórico y definición acerca de la
corrosión, su origen, variables físicas que influyen en este fenómeno, así
como de los tipos de corrosión especialmente en el área petrolera.
En el CAPÍTULO III se realiza una descripción acerca de cada método para
el control de la corrosión, así como de la tecnología operada para estos
procedimientos, a fin de evaluar el alcance de cada uno de estos.
En el CAPÍTULO IV se hace un análisis descriptivo sobre los sistemas de
protección para el control de la corrosión manejados a lo largo del oleoducto
xiii ECUADOR.
Finalmente en el CAPÍTULO V se presentan las conclusiones y
recomendaciones de acuerdo a los datos obtenidos en el trabajo de campo.
Es de total importancia la aplicación de métodos para el control de la
corrosión en el oleoducto secundario, además de monitorear la eficacia de
cada uno de estos sistemas, a fin de lograr una vida útil muy satisfactoria, ya
que reduce costos de mantenimiento de las instalaciones.
Existe una adecuada protección catódica en el oleoducto secundario, puesto
que los valores de potenciales a lo largo de la tubería están dentro del rango
óptimo siendo el valor promedio -1000 mV.
Un equipo metálico correctamente protegido contra la corrosión puede
cumplir una vida útil de hasta 25 años, y sin una protección adecuada ésta
vida útil puede reducirse en 6 meses.
Para la aplicación de métodos de control de corrosión es necesario
considerar parámetros de operación del oleoducto, como también
características del fluido que se transporta, los cuales deben tomarse en
cuenta para su respectiva selección.
xiv
mantenimiento, así como el análisis de todos los parámetros de acuerdo a la
xv
ABSTRACT
The following thesis has as main objective to identify the main protection
systems for corrosion control of pipeline Villano Alfa-CPF Tranche Company
AGIP OIL ECUADOR, by identifying the factors that influence, as well as
description and process equipment used to avoid, which comprises five
chapters which refer to:
In the CHAPTER I there is defined the objectives, justification of the topic
and the methods that will use in this thesis.
In the CHAPTER II is made a definition is done about corrosion, its origin,
physical variables that influence this phenomenon, as well as the types of
corrosion.
In the CHAPTER III here is a description of each method for corrosion control
and operated technology for these procedures to assess the extent of each
of these.
In the CHAPTER IV provides a descriptive analysis of protection systems for
corrosion control handled along the pipeline right-Villain Tranche Alpha
Company CPF AGIP OIL ECUADOR.
xvi and according to this thesis.
The application of methods for controlling corrosion in the secondary pipeline
is also very important to monitor the effectiveness of each of these systems
in order to achieve a satisfactory service life, reducing maintenance costs of
facilities.
Total importance is the application of methods for controlling corrosion in the
secondary pipeline, in addition to monitoring the efficacy of each of these
systems, to achieve a satisfactory service life, reducing maintenance costs of
facilities.
There is adequate cathodic protection on the pipeline side, since the
potential values along the pipe are within the optimal range being the
average value -1000 mV.
A metal equipment properly protected against corrosion can play a useful life
of 25 years, and without adequate protection this life may be reduced by 6
months.
For the application of corrosion control methods is necessary to consider the
pipeline operating parameters, as well as characteristics of the fluid being
xvii
We strongly recommend implementing appropriate maintenance programs
and the analysis of all parameters according to the rules in order to obtain
1
CAPÍTULO I
1
INTRODUCCIÓN
AgipOil Ecuador forma parte de las empresas que contribuyen a la
explotación petrolera nacional, la cual entrega al SOTE (Sistema Oleoducto
Transecuatoriano) y al OCP (Oleoducto de Crudo Pesados), el crudo
extraído y procesado desde la localidad de Villano ubicada en el Bloque 10.
El oleoducto secundario corresponde a la línea entre el CPF y la estación de
transferencia en Baeza con todas sus instalaciones y elementos de control a
lo largo del derecho de vía.
Los efectos de la corrosión sobre instalaciones y equipos producen
anualmente pérdidas que llegan a cifras muy importantes, además de reducir
la vida útil de los mismos, lo cual conlleva a desastres ecológicos como
rupturas de oleoductos.
Para cumplir esta tarea, es indispensable conocer los factores de influencia
y efectos de la corrosión, así como los sistemas que pueden evitar este
fenómeno, tanto en las instalaciones como en los equipos utilizados.
Por lo tanto, el siguiente trabajo surge de la necesidad de realizar un
aanálisis descriptivo acerca del sistema de protección anticorrosiva del
oleoducto secundario Villano ALFA-CPF de la empresa AGIP OIL
ECUADOR.
1.1 OBJETIVO GENERAL
Identificar los sistemas de protección anticorrosiva de oleoducto secundario
2
Empresa AGIP OIL ECUADOR, mediante la determinación de los factores
que influyen, así como de la descripción y el procedimiento de los equipos
utilizados para evitarlo.
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Reconocer la corrosión como fenómeno físico químico para de esta manera determinar los factores que influyen en la corrosión del
oleoducto secundario VILLANO ALFA –CPF.
• Definir sistemas a fin de evitar la corrosión para determinar las
herramientas necesarias y lograr establecer las variables de
diseñoque influyen en la corrosión y su control.
• Describir la estructura de los materiales con los cuales está construido este oleoducto secundario.
1.3 JUSTIFICACIÓN
La corrosión se encuentra presente en todos los equipos metálicos
utilizados en la industria petrolera, más aún en los oleoductos debido al
transporte de crudo que contiene diferentes elementos corrosivos
especialmente el agua de formación.
Todo metal vuelve a su estado natural que es un óxido. Los sistemas de
protección anticorrosiva alargan la vida útil de los equipos, lo cual disminuye
costos e incrementa la eficiencia de las operaciones. Sin un control
adecuado la vida útil de los equipos disminuye, por lo que la empresa tendrá
que provisionar un costo elevado de reposición de los equipos, lo que se
3
Por esta razón, este trabajo tiene como finalidad ampliar los conocimientos
teóricos acerca de la aplicación y utilización de sistemas anticorrosivos.
1.4 HIPÓTESIS
Si se adquiere un conocimiento total a fin de identificar los factores que
influyen en la corrosión del oleoducto secundario, se desarrollará un análisis
descriptivo acerca de un sistema de protección anticorrosiva, lo cual
mediante su aplicación, proporcione un control eficiente y sistemático ante
los brotes de corrosión que pueden suscitarse.
1.4.1 IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES
Las variables a ser consideradas son:
1.4.1.1 Variables Independientes
• La investigación de los parámetros que influyen en el fenómeno de corrosión.
• La definición de los inhibidores de corrosión, así como de protección
catódica por corriente impresa.
• Las diferentes formas en las que puede presentar la corrosión en un
metal.
1.4.1.2 Variables Dependientes
• Se determinan las causas de la corrosión, así como de posibles soluciones para evitarlo.
4 su aplicación.
• Se determinan medidas preventivas a fin de evitar daño por corrosión en la tubería del oleoducto.
1.4.1.3 Variables Intervinientes
• Condiciones operativas del oleoducto secundario y especificaciones
de los productos transportados.
• Correctivos y preventivos empleados para problemas de corrosión.
1.5 MARCO DE REFERENCIA
1.5.1 MARCO TEÓRICO
A continuación se detallarán los antecedentes y bases teóricas:
1.5.1.1 Antecedentes
El Campo Villano Alfa está ubicado en la Amazonía ecuatoriana,
aproximadamente a 185 Km en dirección SSE de Quito, está rodeado de
flora y fauna ambientalmente sensible; el CPF (Central ProcessingFacilities)
está ubicado a unos 40 Km al WNW de Villano Alfa.
El ciclo del tratamiento de los fluidos producidos por los pozos de la
plataforma de Villano Alfa empieza en el manifold. Actualmente la cantidad
de fluido diario que es procesado en la estación de Villano Alfa es de
182.215 bls aproximadamente.
No existe un carretero de acceso a Villano, todas las operaciones de
5 helicópteros.
En la tabla 1 se indica las referencias del Campo Villano Alfa.
Tabla 1. Referencias del Campo Villano Alfa
Temperatura Ambiente Rango de 18 – 40 Grados Celsius
Humedad relativa, máx. 100%
Elevación 414 msnm
Medioambiente Bosque Tropical Lluvioso
Tipo de área eléctrica Clase I Grupo D. División 2
Velocidad máx. del viento 80 millas por hora
La extensión del oleoducto de Villano-CPF es de 30km y un diámetro de
ø12". El oleoducto se desplaza a través de selva virgen y comunidades
indígenas. Se requieren actividades especiales de coordinación con
relaciones comunitarias. AGIP OIL provee personal y supervisión para el
mantenimiento del derecho de vía del oleoducto, incluyendo control de
deslizamientos, limpieza, control de erosión y revegetación.
1.5.2 BASES TEÓRICAS
Se considerará la descripción del fenómeno de la corrosión, así como de
aspectos puntuales de cada tipo:
La corrosión es el mecanismo espontáneo con el que la naturaleza revierte
los procesos de obtención de los materiales, causando la alteración o
destrucción de la mayor parte de los bienes fabricados por el hombre. Los
metales comunes poseen diferentes tendencias a corroerse.
Los fenómenos corrosivos que cuantitativamente son más frecuentes en la
6
presencia de agua en estado de condensación, aunque sea en forma de
simple humedad atmosférica. La corrosión húmeda puede ser de tipo
generalizada o localizada. También existe la corrosión a altas temperaturas,
misma que se caracteriza por la formación de una cascarilla superficial que
no es más que una mezcla de óxidos que forman los metales presentes en
la aleación cuando se someten a temperaturas mayores a 500°C.
• Aspectos puntuales de su clasificación
Corrosión generalizada.- Es la forma más común de corrosión y se presenta
en la totalidad de la superficie expuesta del metal en forma de agresión
progresiva y a velocidad constante.
Corrosión localizada.- Existen varias causas posibles para este tipo de
ataque, en general se trata de variaciones en las condiciones locales de la
superficie.
Corrosión por picaduras.- El picado es un tipo de corrosión que
frecuentemente se observa en los aceros inoxidables; es una forma de
corrosión localizada muy peligrosa, ya que en ocasiones el avance del
debilitamiento en el material puede no ser observable.
Corrosión por cavidades.- Esta corrosión puede surgir cuando se presenten
intersticios entre dos superficies acopladas de piezas metálicas del mismo o
diferente tipo, o bien entre piezas metálicas y depósitos de cuerpos extraños,
incluso no metálicos (microorganismos u otros depósitos de materiales).
Corrosión intergranular.- Es una corrosión localizada a escala microscópica
en los límites de grano de la aleación. En el acero inoxidable usualmente es
resultado del agotamiento del cromo sobre los límites de grano en zonas
7
Corrosión de fractura bajo presión.- Toma la forma de una fractura
ramificada en un material aparentemente dúctil. Para que la corrosión de
fractura bajo tensión ocurra, se requiere de la interrelación de dos factores
esenciales: en primer lugar, la superficie del material expuesto al medio
corrosivo debe estar bajo esfuerzo de tensión; en segundo lugar, el medio
corrosivo debe específicamente ser causa de la corrosión bajo tensión.
Corrosión galvánica.- Este tipo de corrosión ocurre cuando dos metales
distintos están en contacto eléctrico y sumergidos en el mismo electrolito
(incluyendo la humedad atmosférica). El material más activo de los dos,
denominado ánodo, se corroe a una velocidad mayor. El metal más pasivo,
denominado cátodo, queda protegido y su velocidad de corrosión será
menor a la normal. Al utilizar el mismo tipo de metal o al evitar el contacto
eléctrico entre los dos metales diferentes a unir, se evita este tipo de
corrosión.
La corrosión de materiales es más común en temperaturas cercanas al
ambiente se produce en solución acuosa y están en la naturaleza
electroquímica. El medio acuoso es también referido como el electrolito y, en
el caso de los subterráneos la corrosión, es la tierra húmeda. El proceso de
corrosión implica el retiro de los electrones (Oxidación) del metal (ecuación
[1]) y el consumo de estos electrones por alguna reacción de reducción,
tales como la reducción de oxígeno o el agua (ecuaciones [2] y [3]
respectivamente). (Peabody, 2001).
Ecuación 1. Oxidación
8
Ecuación 2. Reducción del oxígeno
O2 + 2H2O + 4e- 4OH- [2]
Ecuación 3. Oxidación del agua
2H2O + 2e- H2 + 2OH [3]
1.5.3 MARCO CONCEPTUAL
• Aleación. Es una mezcla sólida homogénea de dos o más metales,
con algún o algunos elementos no metálicos. Se puede observar que
las aleaciones están constituidas por elementos metálicos en estado
elemental (estado de oxidación nulo)
• Ánodo. Es un electrodo en el cual se produce la reacción de
oxidación, un error muy extendido es que la polaridad del ánodo es
siempre positivo (+). Esto es a menudo incorrecto y la polaridad del
ánodo depende del tipo de dispositivo, y a veces incluso en el modo
que opera, según la dirección de la corriente eléctrica, basado en la
definición de corriente eléctrica universal. En consecuencia, en un
dispositivo que consume energía el ánodo es positivo, y en un
dispositivo que proporciona energía al ánodo es negativo.
• Cátodo. Es un electrodo en el cual se produce la reacción de
reducción, un error muy extendido es que la polaridad del cátodo es
siempre negativa (-). La polaridad del cátodo depende del tipo de
dispositivo, y a veces incluso en el modo que opera, según la
dirección de la corriente eléctrica, basado en la definición de corriente
eléctrica universal. En consecuencia, en un dispositivo que consume
9 energía al cátodo es positivo.
• Corriente. Es el flujo de carga por unidad de tiempo que recorre un
material. Se debe a un movimiento de los electrones en el interior del
material.
• Diodo. Es un dispositivo semiconductor que permite el paso de la
corriente eléctrica en una única dirección con características similares
a un interruptor.
• Electrodo. Es un conductor eléctrico a través del cual puede entrar o
salir una corriente eléctrica en un medio, ya sea una disolución
electrolítica, un sólido, un gas o el vacío.
• Electrolito. Es cualquier sustancia que contiene iones libres, los que
se comportan como un medio conductor eléctrico.
• Polarización. Es el establecimiento de una diferencia de potencial
entre dos conductores
• Termodinámica. Estudia los intercambios de calor y de trabajo que
se producen entre un sistema y su entorno que origina variaciones en
la energía interna del mismo.
1.6 METODOLOGÍA
Se realizará una descripción de los métodos y técnicas que se emplearán a
continuación.
1.6.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN
10
que se llevará a cabo un análisis acerca de distintos sistemas de protección
anticorrosiva para una posible aplicación, también se ocupara el método
deductivo ya que mediante una evaluación se podrá seleccionar un diseño
y estructura de un sistema.
1.6.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN
1.6.2.1 Observación indirecta
Esta técnica se empleará para explorar y analizar la corrosión como
fenómeno, los factores que influyen, sus efectos además de su clasificación.
1.6.2.2 Observación de Campo
Esta técnica se empleará para observar el daño físico que pudiera causar la
corrosión en el oleoducto, además del diseño y estructura de materiales para
11
CAPÍTULO II
2
MARCO TEÓRICO
2.1 CORROSIÓN
2.1.1 DEFINICIÓN
La corrosión es definida como el deterioro de un material (usualmente un
metal) ó de sus propiedades debido a una reacción con su medio ambiente.
En la industria petrolera podemos ser más específicos y decir que la
corrosión es la destrucción del metal por reacción química ó electroquímica
con un ambiente determinado.
Otra definición explica que la corrosión es el proceso de regreso del metal a
su estado natural. Como sabemos muchos metales se encuentran
naturalmente en la forma de óxidos ó sales.
2.2 CELDA DE CORROSIÓN
Para que el proceso de corrosión se active, se requiere la existencia de un
circuito eléctrico el cual está formado por 4 elementos, considerados
indispensables en un proceso de corrosión, tal como lo indica la figura 1.
2.2.1 ÁNODO
Representa la parte de la superficie metálica que resulta corroída, ó el área
donde el metal se “disuelve”. El metal al disolverse pasa a la fase de agua
en forma de ión, perdiendo electrones, la reacción electroquímica es la
12
Ecuación 4. Corrosión anódica
Fe Fe++ + 2e- [4]
La pérdida de electrones (con carga negativa) convierte al metal en un ión
con cargas positivas. La pérdida de electrones se denomina oxidación.
2.2.2 CÁTODO
Representa la parte de la superficie metálica que no se disuelve. También, al
igual que en el ánodo, allí se lleva acabo otra reacción electroquímica
necesaria para que el proceso de corrosión prosiga. Los electrones
producidos en el ánodo, se trasladan a través del metal hacía el cátodo
donde son consumidos por reacción con un agente oxidante presente en el
agua:
Ecuación 5.Reacción catódica
2H+ + 2e- H2 [5]
Si otro elemento oxidante, como por ejemplo el oxígeno, está presente en el
agua, hay dos reacciones posibles, en aguas ácidas [6] y aguas alcalinas [7]:
Ecuación 6. Reducción del oxígeno en aguasácidas
13
Ecuación 7. Reducción del oxígeno en aguasalcalinas
O2 + 2H2O + 4e- 4(OH)- [7]
Figura 1.Celda de corrosión
14
Figura 2.Corrosión del acero
(Ramos, 2009)
En resumen la reacción química en el ánodo produce electrones y la
reacción química en el cátodo consume éstos electrones. Los electrones
viajan a través del metal, desde el ánodo al cátodo, a través de un puente
metálico que representa el tercer elemento del circuito eléctrico.
• Puente metálico: Es el puente de circulación de electrones. Los
electrones viajan del ánodo al cátodo la corriente eléctrica generada
lo hace en sentido inverso.
• El electrolito: Está, representado por la solución que cubre el ánodo
y cátodo ó la fase acuosa, sin la cual no podrían ejecutarse
reacciones descritas anteriormente. El agua debe ser conductiva, es
decir tener una cantidad de sales disueltas (electrolito), a mayor
concentración de sales disueltas, mayor capacidad conductiva del
agua.
El sistema formado por los cuatro elementos se denomina una celda
15
2.3 CAUSAS PRINCIPALES DE LA CORROSIÓN.
2.3.1 COMPOSICIÓN QUÍMICA DEL AGUA.
Dos factores son importantes cuando consideramos las características del
agua y cómo ellas afectan el proceso de corrosión.
• Conductividad.- Es la capacidad del agua para transportar la
electricidad y que depende de la concentración de sales disueltas en
ella. A mayor Cantidad de sales disueltas, mayor capacidad para
transportar rápidamente la corriente.
• Concentración de gases disueltos ó agentes oxidantes.- Los
cuales son la causa principal de corrosión en un sistema.
En los campos petroleros, los principales agentes son el oxígeno y gases
que generan acidez: Dióxido de carbono (CO2) que genera ácido carbónico
(H2CO3) y ácido sulfhídrico (H2S), que se disuelve y disocia en el agua.
Ambos tienen la facultad de atacar directamente al acero para formar
carbonato de hierro y sulfuro de hierro.
Es importante indicar que para que exista un proceso de corrosión, ambos
factores deben estar involucrados.
El efecto perjudicial de la conductividad es sólo su capacidad de transportar
iones ó corriente eléctrica acelerando el proceso de corrosión. Aguas con
baja conductividad y alta concentración de gases disueltos generarán alta
corrosión en el sistema.
2.3.2 CONCENTRACIÓN DE GASES DISUELTOS EN EL AGUA.
La influencia directa en la concentración de gases oxidantes, especialmente
el H2S y CO2 puede medirse por determinación del pH del agua, el cual se
describe en los análisis básicos del agua.
Dada la importancia operativa y económica de los problemas de corrosión,
16
presencia de éstos gases y conocer bien sus mecanismos de acción.
Figura 3.Corrosividad comparativa de tres gases comunes en soluciones de
agua
(Ramos, 2009)
2.3.2.1 Oxígeno Disuelto
Es el agente oxidante más agresivo, ya que puede causar gran corrosión a
concentraciones muy bajas: < 1.0 ppm. Si cualquiera ó ambos de los otros
dos agentes CO2 y H2S están presentes, el oxígeno aumentará su grado de
agresividad. El oxígeno acelera la corrosión en toda circunstancia debido a
su alto poder oxidante (gran potencial electroquímico) y capacidad para
combinarse fácilmente con los electrones liberados en el cátodo. El grado de
corrosión dependerá sólo de la velocidad de difusión del oxígeno hacía el
17
Ecuación 8. Reacción anódica
Fe Fe+2 + 2e- [8]
Ecuación 9. Reacción del oxígeno
O2 + 2H2O + 4e- 4(OH)- [9]
Los productos de la reacción conllevan a la formación de hidróxido de hierro
[Fe(OH)3], el cual al acumularse en la superficie del metal, forma una
barrera que puede frenar el proceso de corrosión (Efecto de pasivación). Sin
embargo si existe alta concentración de cloruros en el agua, (aguas de alta
salinidad ó conductividad), el hierro se re-disuelve como cloruro de hierro
(FeCl3) y la velocidad de corrosión aumentará.
Fuente: Curso corrosión en industria petrolera.pdf
Elaborado por: José Freire
Figura 4.Corrosión por O2
18
El oxígeno causa diferentes modalidades ó tipos de corrosión. La forma
típica de corrosión por oxígeno, es la picadura, con presencia de óxido ó
hidróxido de Fe. También se forman celdas de corrosión por aereación
diferencial, en áreas donde existen diferentes concentraciones de oxígeno,
en ese caso, el área de menor concentración se transforma en un ánodo.
Los ejemplos más típicos son la corrosión por estancamiento, interfases
aire-agua y formación de tubérculos.
La presencia de oxígeno no es natural en campos de producción. Los pozos
petroleros no producen oxígeno. El oxígeno se introduce mayormente en el
equipo de superficie: tanques abiertos, sellos de bombas en mal estado y
sistemas que trabajan al vacío.
2.3.2.2 Dióxido de Carbón Disuelto
El dióxido de carbón, es probablemente el agente oxidante más común en la
producción petrolera y se encuentra presente en casi todas las áreas
conocidas por que es parte del proceso de formación del petróleo en los
reservorios.
El Dióxido de Carbón se disuelve en el agua para formar el ácido carbónico,
que reduce el pH del agua y aumenta la corrosión por ataque directo a las
superficies metálicas de los equipos. El mecanismo de acción es el
siguiente:
Ecuación 10. Reacción catódica
CO2 + H2O H2CO3 [10]
Ecuación 11.Reacción del ácido carbónico con el hierro
19
El tipo de corrosión causada por el ácido carbónico es de tipo picadura (muy
localizada) y se conoce como corrosión dulce.
Figura 5. Corrosión por CO2
(Ramos, 2009)
Los principales factores que gobiernan la corrosión por CO2 son la presión,
temperatura y composición química del agua.
En términos generales, a mayor presión del sistema, mayor cantidad de CO2
disuelto y consecuentemente mayor corrosión (menor pH en el agua). A
mayor temperatura se reduce la solubilidad del CO2 disuelto, por
consiguiente menor corrosión (mayor pH en el agua).
Finalmente la presencia de una mayor cantidad de sales en el agua, puede
atenuar la reducción del pH, pero también aumentar el grado de
conductividad iónica. Ello depende del tipo de componentes en el agua.
20
corrosividad de un determinado sistema. Para ello necesitamos conocer la
concentración de CO2 en el gas y la presión total a la cual se encuentra un
sistema determinado mediante la siguiente ecuación:
Ecuación 12.Presión parcial
Presión Parcial = Presión Total x fracción molar de CO2 en el gas.
[12]
Así, se han establecido las siguientes interrelaciones de predicción:
• Para un sistema con menos de 3 psi de presión parcial de CO2: No
Indica posibilidad de Corrosión
• Para un sistema entre 3 y 30 psi de presión parcial de CO2:
Posibilidad de Corrosión
• Para un sistema con más de 30 psi de presión parcial de CO2: Indica
Corrosión.
2.3.2.3 Ácido Sulfídrico Disuelto
El ácido sulfhídrico (H2S), es un gas que se encuentra en áreas
determinadas, pero en mayor ó menor concentración. El H2S se disuelve
fácilmente en el agua, en condiciones normales y actúa como un ácido débil.
Igualmente, la corrosión causada por el H2S es del tipo de picadura
(altamente localizada) y se conoce generalmente como “corrosión agria”,
cuando la concentración del H2S en el gas es mayor de 10 ppm. Cuando es
menor de 5 ppm se denomina dulce.
Cuando en un sistema existen los dos gases: H2S y CO2, la corrosión es
más intensa y si se suma a esto la presencia de oxígeno, la velocidad de
corrosión aumenta a niveles dramáticos. El H2S también puede generarse
por actividad microbiológica, específicamente por una bacteria denominada
sulfato-reductora y que actúa convirtiendo el ión sulfato (SO4), presente en
21
Es importante determinar siempre el origen de la presencia de este gas a fin
de optar por el tratamiento más adecuado: control biológico ó control de
corrosión por otros métodos. El mecanismo de la corrosión por ácido
sulfhídrico es complejo pasando por diferentes estados de oxidación hasta la
reacción final.
Ecuación 13. Corrosión por H2S
H2S + Fe + H2O FeS + H2 [13]
El sulfuro de hierro (FeS), producto de la corrosión, éste gas es un polvo fino
de color negro que se adhiere a la superficie metálica como una capa fina. El
problema es que el FeS es catódico con respecto al acero, lo cual produce
una corrosión muy localizada en la forma de una picadura muy profunda.
Otros problemas generados por la presencia de H2S, son el ampollamiento
por hidrógeno y la fractura del metal, casos que discutiremos posteriormente
Figura 6. Corrosión por H2S
22
2.3.3 METALURGIA DEL ACERO.
Si tratamos de relacionar ahora la corrosión que sucede en nuestros campos
petroleros con la celda de corrosión aquí estudiada, tenemos otro punto
importante: la naturaleza de los materiales que utilizamos en tuberías,
tanques, etc., las cuales están fabricadas generalmente por acero al carbón.
Si observamos una sección de tubería de producción, veremos un material
homogéneo.
Sin embargo, si hacemos una observación con un microscopio de gran
resolución, descubriremos que dicho metal no es de composición
homogénea, presentando inclusiones, precipitados y probablemente varias
fases. El acero es una aleación de hierro y pequeñas cantidades de Carbón
(0.08 a 1.0 %), que le dan más tenacidad y resistencia. En la aleación del
acero existen dos materiales: hierro puro y granos de carburo de hierro
(Fe3C), este último distribuido en forma de granos finos.
El Fe3C, tiene menos tendencia a corroerse que el hierro puro que en ésta
condición se convierte en ánodo si el sistema está en contacto con un
electrolito (agua de producción), formándose, en consecuencia muchísimas
celdas de corrosión generalizada.
Este tipo de diferencias en la composición química y características físicas y
químicas de los materiales se presentan también en el caso de las
soldaduras donde el calor impreso ha cambiado la estructura cristalina del
metal y por ello presenta potencial diferente. Esto se observa también en el
hierro fundido.
En resumen, los metales son en esencia materiales no homogéneos y
existen diferencias de potencial internas que promueven el inicio de la
corrosión en éstos materiales. El tratamiento térmico del acero tiene muchas
23
2.3.4 VARIABLES FÍSICAS QUE INFLUYEN EN EL PROCESO DE
CORROSIÓN.
2.3.4.1 Temperatura
Como regla general, las reacciones químicas incrementan su velocidad
cuando la temperatura es mayor. Lo mismo es aplicable a la corrosión en
sistemas cerrados, como los sistemas de producción. Se ha establecido una
regla práctica indicando que cada 10 °C de aumento de la temperatura, la
velocidad de corrosión se incrementa el doble.
En sistemas abiertos: tanques, recipientes, la corrosión tiende a aumentar en
un momento y luego si la temperatura sigue aumentando, la corrosión
comienza a disminuir por que los gases disueltos, causantes directos de la
corrosión, comienzan a ser expulsados de la fase agua.
2.3.4.2 Presión
La presión influye también en la intensidad de la corrosión. A mayor presión,
mayor cantidad de gases (CO2, H2S, O2) disueltos presentes y por lo tanto
mayor velocidad de corrosión.
2.3.4.3 Velocidad
La velocidad juega un papel decisivo en los niveles de corrosión en un
sistema. A mayores velocidades, mayor velocidad de corrosión. Uno de los
efectos más comunes es que a mayor velocidad de flujo se tiende a perder ó
arrastrar la película de inhibidor formada en la superficie metálica. Si el fluido
además arrastra sólidos en suspensión ó burbujas de gas ó aire, el efecto es
mayor por la fricción ejercida por las partículas sólidas contra la superficie
metálica (Corrosión por erosión) y golpe de las burbujas contra la superficie
24
En algunos casos cuando la velocidad es baja, la velocidad de corrosión
disminuye, pero aumenta la tendencia a una forma de corrosión conocida
por picadura. Sucede que a velocidades bajas de flujo, y generalmente en
sistemas que tienen alta concentración biológica, se forman películas de
materia orgánica y debajo de ellas se asientan colonias bacterianas que
generan ácidos, los cuales causa corrosión localizada.
2.3.4.4 Esfuerzos de tensión
Especialmente en tuberías y equipo que están sujetos a esfuerzos de
tensión. Cabe recalcar que la acción conjunta de un esfuerzo de tensión y un
medio ambiente corrosivo, tendrán como efecto en algunos casos, la fractura
de una aleación metálica. Las fracturas pueden seguir caminos inter
cristalinos o transcristalinos que a menudo presentan una tendencia a la
ramificación.
2.4 ASPECTOS GENERALES DE LA CORROSIÓN.
Todos los metales son susceptibles a sufrir el fenómeno de corrosión, el
paro de la instalación puede darse como resultado de la misma, provocando
gastos directos e indirectos de Aspectos Económicos, Aspectos
Humano-Sociales, Aspectos de Seguridad Industrial y Aspectos Ambientales.
2.4.1 ASPECTOS ECONÓMICOS
• Reposición del equipo perdido
• Coeficiente de seguridad y sobre diseño para soportar la corrosión • Mantenimiento preventivo como la aplicación de recubrimientos • Paros de transporte de productos terminales
25 • Daño de equipo adyacente
2.4.2 ASPECTOS HUMANO-SOCIALES
• Condiciones Insalubres.- La contaminación debido a productos del equipo corroído
• Agotamiento de Recursos Naturales.- En metales como en
combustibles usados para su manufactura
• Apariencia.- Los materiales corroídos generan contaminación visual
2.4.3 ASPECTOS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL
Las fallas violentas pueden llegar a provocar incendios explosiones y
liberación de productos tóxicos con consecuencias fatales para toda
instalación petrolera
2.4.4 ASPECTOS AMBIENTALES
Derrames de hidrocarburos con afectación directa al medio físico como suelo
subsuelo, agua superficial, agua subterránea, flora, fauna, y la atmósfera.
2.5 TIPOS DE CORROSIÓN.
La corrosión ataca en diferentes formas que dependen de todas las variables
existentes en un sistema de producción, la forma de trabajo y de la
metalurgia del equipo involucrado La corrosión se divide principalmente en
corrosión uniforme, aquella en que el desgaste del metal es más ó menos
parejo y uniforme y la corrosión localizada, donde se aprecia desgaste más
intenso en unas zonas, incluyendo aún perforaciones que atraviesan toda la
pared del metal, cuando al costado aparentemente no se observa un
26
zonas de la superficie metálica sino que van más allá, es decir hacía la
misma estructura del metal causando fatiga y fisura ó fractura de la
estructura metálica. Es importante desde este aspecto, conocer también la
metalurgia y características físicas de los diferentes materiales que
utilizamos en las operaciones petroleras.
Figura 7.Las 8 formas de corrosión
27
Figura 8.Tipos de corrosión
(Ramos, 2009)
2.5.1 CORROSIÓN LOCALIZADA.
Es una forma muy localizada de corrosión. El proceso de corrosión se
concentra en áreas específicas con intensidad varias veces mayor a la que
sucede en el resto de la superficie y los huecos resultantes pueden ser
estrechos y profundos (hasta llegar a la perforación de la pared metálica
misma) ó más extendidos y superficiales. Dentro de ésta forma de corrosión
se conocen algunas variaciones típicas:
2.5.1.1 Celdas de Concentración.
Es un tipo de corrosión que se origina por diferencias localizadas en el metal
ó en el electrolito en contacto con el metal. Diferencias en la composición del
electrolito (agua producida en éste caso), generalmente se clasifican como
28 Algunos ejemplos:
Corrosión por estancamiento
Es un tipo de corrosión por picadura que se desarrolla en hendiduras y
rendijas, por estancamiento de flujo y diferencia en la concentración del gas
oxidante presente. Éste gas se consume más rápidamente en la hendidura,
dejando un diferencial de concentración que inicia el flujo de electrones
hacía la zona con menos concentración del gas.
Es muy típica de sistemas oxigenados con problemas de diseño.
Tubérculos de Oxígeno
Es un tipo de picadura con el mismo principio anterior. Es influenciado por la
formación de una capa porosa de óxido ó hidróxido de hierro que cubre
parcialmente la superficie metálica y crea una diferencia de concentración de
oxígeno entre la zona adyacente al depósito de óxido y la zona situada
debajo del depósito.
Celdas de aereación diferencial
Es una forma de picadura que se origina por la diferencias de aeración en
zonas que tienen contacto con el oxígeno atmosférico. Muy similar a la
anterior.
Corrosión bajo depósitos
Es una forma de picadura que se origina por la depositación de
incrustamientos, óxidos productos de corrosión y lodos de tipo poroso sobre
áreas determinadas de la superficie metálica, propiciando diferencias en la
concentración de gases disueltos.
29 variación de la tuberculación por oxígeno
2.5.1.2 Corrosión por unión Bi-metálica ó Corrosión Galvánica.
Es el tipo de corrosión que se produce cuando dos metales de diferente
potencial son colocados unidos entre sí dentro de un electrolito que contiene
un agente oxidante. El más reactivo ó menos noble se corroe rápidamente
mientras que el más noble permanece inalterable. El esquema típico de una
celda de corrosión.
Este efecto es más notable cuando el área del metal menos noble, es menor
que el área del metal más noble, en este caso el metal menos noble se
corroe a una velocidad proporcional a la diferencia de áreas. Un ejemplo
típico sería cuando utilizamos remaches de hierro en un tanque que tiene
planchas de bronce. Veríamos con estupor cómo los remaches de hierro
desaparecen en muy poco tiempo.
Un ejemplo beneficioso, de éste tipo de corrosión es la protección catódica
utilizando ánodos de sacrificio, a base de zinc que se colocan aciertos
intervalos en un sistema de tuberías de acero al carbón haciendo que en
éste caso en material menos noble (zinc) se corroa mientras que la
estructura que queremos proteger se mantiene inalterable. Cada cierto
tiempo obviamente, tendremos que reemplazar los ánodos desgastados de
30
Tabla 2. Series de Fuerza Electromotriz de Metales
SERIES DE FUERZA ELECTROMOTRIZ DE
METALES
METAL VOLTIOS
Magnesio -2,37
Aluminio -1,66
Zinc -0,76
Hierro -0,44
Estaño -0,14
Plomo -0,13
Hidrógeno 0
Cobre + 0,34 a + 0,52
Plata 0,8
Platino 1,2
Oro + 1,50 a + 1,68
31
Tabla 3.Serie Galvánica Práctica
SERIE GALVANICA PRACTICA
METAL VOLTIOS
Magnesio puro comercialmente – 1,75
Aleación de magnesio, (6% Al, 3%Zn, 0,15% MN) – 1,6
Zinc – 1,1
Aleación de aluminio (5% zinc) – 1,05
Aluminio puro comercialmente – 0,8
Acero dulce (limpio pulido) – 0,5 a – 0,8
Acero dulce oxidado – 0,2 a – 0,5 – 0,2 a – 0,5
Hierro Fundido (no grafitizado) – 0,5
Plomo – 0,5
Acero dulce en concreto – 0,2
Cobre, bronce, latón – 0,2
Hierro fundido alto silicio – 0,2
Acero laminado – 0,2
Carbón, grafito, coque + 0,3
(PDVSA, 1993)
HAZ (Corrosión por Zona Térmicamente afectada)
Este tipo de corrosión se aprecia en las zonas de soldadura de una tubería.
Durante la soldadura de dos tuberías, y por efecto del arco térmico, las
zonas adyacentes pueden ser afectadas por la temperatura que cambia la
microestructura del metal la cual es diferente de la microestructura de zonas
más alejadas del área de soldadura y por lo tanto se crean dos metales con
diferentes potenciales. En ésta situación, generalmente el metal adyacente a
32
2.5.1.3 Erosión-Corrosión.
Es el tipo de corrosión originado por alta velocidad ó turbulencia de un fluido
que contiene también agentes oxidantes ó corrosivos quienes actúan
alternativamente, destruyendo las capas protectoras sobre la superficie
metálica y causando inmediatamente corrosión al metal expuesto. En aceros
al carbón, donde se tiende a formar una capa protectora de carbonato de
hierro, el metal se ve atacado cuando dicha capa es destruida por efecto de
velocidad y turbulencia.
2.5.1.4 Cavitación.
Es el tipo de corrosión causado por la formación y colapso posterior de
burbujas de vapor, debido a cambios rápidos en la presión de un sistema.
Los impulsores de bombas centrífugas son más susceptibles a éste tipo de
corrosión
2.5.1.5 Corrosión Intergranular.
Como ya se ha explicado anteriormente, muchos metales y aleaciones no
son materiales totalmente homogéneos y la corrosión Intergranular como su
nombre lo indica e aquella que se realiza en las periferias de los diferentes
granos ó núcleos que componen el metal.
Muchas veces se confunde este tipo de corrosión con la corrosión con
fractura por estrés la misma que ocurre sólo cuando el metal está sometido a
determinadas tensiones ó estrés.
En la mayoría de los casos, la corrosión intergranular ocurre por
imperfecciones en el refinado de éstas aleaciones por las cuales se
producen precipitaciones en las fronteras de los granos que hacen que
dichas fronteras se vuelvan más susceptibles a la corrosión que los mismos
granos.
33
corrosión. Debido a ciertas fallas en el tratamiento térmico de éstos aceros,
el carburo de cromo precipita en las fronteras haciéndolo susceptible a este
tipo de corrosión. Cuando ello sucede se dice que el acero inoxidable está
“sensibilizado”.
La corrección a este problema radica en la ejecución de un tratamiento
térmico adecuado, reducir la concentración de carbono (debajo de 0.03 %) y
agregar ó alear con otros metales (niobio y/ócolumbio).
2.5.1.6 Fallas causadas por hidrógeno.
El átomo de hidrógeno (H), es muy pequeño y tiene una gran capacidad para
difundirse a través de las paredes metálicas y aprovechar cualquier espacio
(laminaciones, inclusiones en el metal, etc.) para acumularse allí. A
continuación el átomo de hidrógeno se convierte en molécula (H2), la cual
ocupa un mayor espacio. Con el tiempo la presión ejercida por las moléculas
genera la formación de cavernas de mayor tamaño las mismas que
producen un hinchamiento en el área y la posterior falla del metal.
Cuando ello sucede en aceros de baja resistencia, se le denomina
ampollamiento y es un problema muy común en campos donde existe
mucho H2S, puesto que éste gas produce hidrógeno como producto de su
reacción con el acero. Puede causar roturas y fugas en las tuberías
atacadas.
Cuando el hidrógeno entra en aceros de alta resistencia da lugar a otro tipo
de falla denominada fragilización. Cuando el metal llega a éste estado de
fragilización, falla en forma espontánea a niveles de resistencia muy por
debajo de su resistencia normal de trabajo. La limitación de éste fenómeno a
los aceros de alta resistencia se debe al hecho de que sólo en éstos
materiales el nivel de tensión es lo suficiente alto como para iniciar el
mecanismo descrito.
Las fallas por fragilización por hidrógeno no ocurren inmediatamente
después de la aplicación de un esfuerzo mayor ó la exposición al hidrógeno
34
falla catastrófica. Durante éste período previo, el hidrógeno se difunde hacía
los lugares de mayor tensión y se acumula allí.
Hasta que un acero conteniendo hidrógeno no sea fracturado, el acero
puede ser recuperado mediante tratamiento térmico adecuado. En campos
donde existen ambientes húmedos y con presencia de H2S, se produce otro
tipo de falla por hidrógeno denominado fractura por esfuerzo al sulfuro. El
mecanismo exacto de éste tipo de falla no está muy bien definido y por ésa
razón se le denomina de varias formas, sin embargo se ha aceptado que
para que éste tipo de falla se produzca, deben darse las siguientes
condiciones:
La corrosión tiene tres posibles influencias en la Corrosión-Fatiga:
1.- Crea asperezas en la superficie metálica promoviendo la formación
lugares para inicio de fracturas.
2.- La corrosión puede actuar dentro de una fractura ya iniciada.
3.- La corrosión puede generar hidrógeno atómico por reacción catódica y el
mismo, al difundirse en la estructura del acero produce fracturas y
fragilización del metal.
• Debe haber presencia de H2S
• Debe haber presencia de agua, inclusive trazas de ella • Debe estar involucrado un acero de alta resistencia
• El acero debe estar sometido a un esfuerzo de tensión ó carga
(tensión residual ó aplicada).
Cuando existen éstas tres condiciones, la fractura por esfuerzo al sulfuro
puede ocurrir después de un determinado tiempo, horas, días ó años de
servicio. La susceptibilidad del material a fallar por éste mecanismo, está
determinado por las siguientes variables:
a).- Resistencia ó dureza del acero. Aceros con resistencias menores de
90,000 psi (Dureza RC 22) son poco susceptibles a fallar. Estos niveles sin
embargo pueden variar según aleaciones con otros metales y tratamiento
35
b).- Nivel de Tensión (Residual ó aplicado). A mayor nivel de esfuerzo,
menor el tiempo de falla.
c).- Concentración de H2S
d).- pH del agua. La susceptibilidad a la fractura se incrementa cuando el pH
es más bajo.
e).- Temperatura. La susceptibilidad a la fractura disminuye a temperaturas
superiores a 160 F (66 ºF).
Finalmente está el caso de falla por hidrógeno a alta temperaturas, causada
por la reacción del hidrógeno a estas temperaturas con el carbón del metal
formando metano (CH4), el cual ocupa un volumen mayor causando
fracturas y cavernas dentro de la microestructura del metal.
2.5.1.7 Corrosión causada por fatiga
Es el tipo de corrosión que ocurre cuando un metal es sometido a esfuerzos
cíclicos ó repetitivos y falla en forma de fragilización al realizar esfuerzos por
debajo del esfuerzo normal de trabajo ó tensión.
Hay sin embargo en algunos metales (especialmente los aceros), un
esfuerzo de trabajo ó tensión debajo del cual no se producirá falla en un
metal que está siendo sometido a esfuerzos cíclicos ó repetidos. Ese valor
de esfuerzo se denomina el límite de endurancia, y generalmente es más
bajo que el esfuerzo de trabajo ó tensión. La perfomance de los metales
sujetos a esfuerzos cíclicos es determinada ploteando el esfuerzo al cual se
produce la falla versus el número de ciclos antes de producirse la falla.
Curvas S-N.
Para el caso de aceros al carbón, el límite de endurancia generalmente es
entre 40 y 60 % de su esfuerzo de tensión y depende de la micro-estructura
y tratamiento térmico del acero.
Las fracturas debido a fatiga del metal, siempre comienzan a producirse en
la superficie, rayaduras, diferencias de material, inclusiones ó porosidades
36
térmicos pueden de-carburizar un área de la superficie metálica y tener el
mismo efecto.
Ahora bien, el límite a la fatiga de un metal es seriamente afectado cuando el
metal se estresa cíclicamente en un ambiente corrosivo. La ocurrencia
simultánea de esfuerzos repetidos y un medio corrosivo se denomina
Corrosión-Fatiga. La característica crítica a reconocer en una situación de
corrosión fatiga es que el metal ya no exhibe su límite de endurancia original.
La corrosividad del medio ambiente es también de mucha importancia. La
presencia de gases disueltos, O2, CO2 y H2S afecta seriamente la resistencia
del metal a la fatiga, por cuanto su acción origina picadura en las superficies
del metal.
La fragilización por hidrógeno es también otra de sus consecuencias,
especialmente en aceros de alta resistencia como ya se ha indicado
anteriormente.
2.5.2 CORROSIÓN UNIFORME.
Se caracteriza por ataque corrosivo de manera uniforme sobre toda la
superficie o una gran parte de la superficie total. El adelgazamiento general
del metal se lleva a cabo hasta que exista una ruptura.
Sobre la base del tonelaje perdido, esta es la más importante forma de
corrosión. Sin embargo, la corrosión uniforme es relativamente fácil de medir
y predecir. El cambio de apariencia de una superficie brillante o pulida,
decoloración del acero son ejemplos de corrosión uniforme.
La corrosión de la superficie puede indicar una ruptura de la capa protectora,
sin embargo deben ser examinados de cerca.
Haciendo el material más grueso de lo necesario para confrontar la corrosión
en toda la vida útil del producto, o la aplicación de una capa en la superficie,
tales como pintura, son los métodos estándar de prevención para este tipo
37
Figura 9.Las 8 formas de corrosión
37
CAPÍTULO III
3
METODOLOGÍA
3.1 MÉTODOS DE CONTROL DE LA CORROSIÓN
Actualmente existen varias maneras de proteger las instalaciones y equipos
utilizados en el transporte de crudo, a fin de evitar que se genere el
fenómeno de la corrosión.
La corrosión puede ser controlada de varias maneras, existen muchas
tecnologías desarrolladas para atacar los fenómenos de corrosión. Entre las
técnicas más populares figuran las siguientes:
1.- Aplicación de inhibidores de corrosión
2.- Protección catódica
3.- Aplicación de recubrimientos y pinturas
4.- Utilización de materiales resistentes a la corrosión
- Metalurgia especializada
- Plásticos resistentes
5.- Mejoramiento del Diseño
3.1.1 USO DE INHIBIDORES DE CORROSIÓN.
Los inhibidores de corrosión son productos químicos, de diversidad de tipos
y moléculas que se utilizan para reducir ó eliminar la corrosión.
En el pasado, los inhibidores se producían básicamente a base de moléculas
que contienen nitrógeno, en el presente, las moléculas a base de nitrógeno
han sido modificadas agregándose moléculas orgánicas conteniendo azufre,
fósforo y otros elementos, los cuales han permitido mejorar la eficiencia de
los inhibidores de corrosión contra la presencia de oxígeno, altas
38
Generalmente se inyectan en dosis relativamente pequeñas en las partes
iniciales del sistema de producción, espacio anular ó cabezal del pozo para
que se dispersen en los fluidos producidos y luego se absorban a las
superficies metálicas propiciando la formación de una película protectora
entre el metal y el fluido corrosivo.
Uno de las primeros retos para la distribución eficiente de ésas pequeñas
concentraciones de inhibidor es la capacidad de disolución y /ó dispersión
del inhibidor en el fluido a ser tratado. En la mayor parte de los casos, el
inhibidor debe ser combinado con surfactantes, que le proporcionan éstas
características.
3.1.1.1 Propiedades y características de los inhibidores de corrosión.
Los inhibidores que se seleccionen para el control de la corrosión interior en
ductos que transportan hidrocarburos dulces o amargos pueden ser:
• Formadores de película
• Solubles en aceite y dispersables en agua • Solubles en agua y dispersables en aceite • Parcialmente solubles en agua y en aceite • Parcialmente dispersables en agua y aceite
3.1.1.2 Mecanismos de inhibición.
Existe una infinidad de mecanismos de inhibición, como tipos de inhibidores
hay, sin embargo para centrar un poco el tema, debemos referirnos aquí sólo
a los inhibidores que se utilizan en las operaciones de producción de
petróleo.
Se puede decir que éstos inhibidores de corrosión, funcionan
incorporándose por absorción y/o reacción en las capas finas de los
productos de corrosión depositados sobre la superficie del metal. Esas
39 (FeCO3), sulfuro de hierro, (FeS), etc.
3.1.1.3 Cualidades que deben reunir los inhibidores de corrosión.
Para ser eficiente, el inhibidor de corrosión debe ser capaz de incorporarse
en la película formada por el producto de corrosión sobre la superficie
metálica y establecer una barrera orgánica que impida el contacto de los
agentes oxidantes, O2, CO2 y H2S entre los principales, con la pared del
metal. Si tomamos como ejemplo la molécula de una imidazolina, tipo de
molécula comúnmente utilizada en nuestra actividad, (Figura 10),
observamos dos terminales, uno polar (hidrofílico),formado por un anillo
cargado eléctricamente que se atrae a la superficie metálica de la tubería ó
película fina de productos de corrosión, y otro terminal no polar (lipofílico), a
base de un grupo alquílico, que queda como flotando sobre la superficie del
metal y que forma una barrera hidrofóbica, impidiendo que el agua cercana
se acerque a la superficies del metal (Figuras 11 y 12).
Figura 10.Molécula de un inhibidor de corrosión
40
Figura 11. Diagrama esquemático de doble capa de molécula de imidazolina
sobre una capa de óxido de hierro
(Ramos, 2009)
Figura 12. Mecanismo de inhibición de una superficie metálica cubierta por productos de corrosión
