UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
“ANÁLISIS TÉCNICO PARA DETERMINAR LOS MÉTODOS DE
CONTROL DE CORROSIÓN EN LOS TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE CRUDO DEL CAMPO EDÉN-YUTURI”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE TECNÓLOGA DE PETRÓLEOS
KARINA MAGALY PARRA CACUANGO
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS
DECLARACIÓN
Yo KARINA MAGALY PARRA CACUANGO, 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.
_________________________
Karina Magaly Parra Cacuango
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis Técnico para Determinar los Métodos de Control de Corrosión en los Tanques de Almacenamiento de Crudo del Campo Edén-Yuturi” que, para aspirar al título de Tecnóloga en Petróleos fue desarrollado por Karina Magaly Parra Cacuango, 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 artículos18 y 25.
___________________
Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc.
DIRECTOR DELTRABAJO
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a Dios por protegerme durante todo mi camino y darme fuerzas para superar todos los obstáculos y las dificultades a lo largo de toda mi vida.
A mis padres José y María, quienes con su confianza y comprensión me han demostrado su amor, corrigiendo mis faltas y celebrando mis triunfos. Gracias por los sacrificios y la paciencia que han demostrado en todos estos años.
Agradezco a mis hermanos por ser mi motivación para poder afrontar los retos que se me han presentado a lo largo de mi vida
A mi profesor, director y tutor de tesis Ing. Fausto Ramos, quién con sus conocimientos, sus orientaciones y su motivación ha sido fundamental para mi formación profesional.
DEDICATORIA
Dedico este trabajo principalmente a Dios, por haberme dado la vida y permitirme el haber llegado hasta este momento tan importante de mi formación profesional.
A mis padres, por ser el pilar más importante en mi vida y por demostrarme siempre su cariño, apoyo incondicional y confianza, lo que me ha ayudado a salir adelante en los momentos más difíciles.
A mis hermanos por compartir momentos significativos conmigo y por siempre estar dispuestos a escucharme y ayudarme en cualquier momento.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PAGINA
RESUMEN xvi
ABSTRACT xviii
1. INTRODUCCIÓN 1
1.1. OBJETIVOS 3
1.1.1. OBJETIVO GENERAL 3
1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 3
2. MARCO TEÓRICO 6
2.1 CORROSIÓN 6
2.1.1 CICLO ENERGÉTICO DEL ACERO 7
2.1.2 SERIE GALVÁNICA DE LOS ELEMENTOS 8
2.1.3 CELDA DE CORROSIÓN 9
2.1.4 CAUSAS PRINCIPALES DE LA CORROSIÓN 12
2.1.4.1 Composición química del agua 13
2.1.4.2 Concentración de gases disueltos en el agua 14
2.1.4.3 Oxígeno Disuelto 15
2.1.4.4 Dióxido de Carbón Disuelto 16
2.1.4.5 Ácido Sulfhídrico Disuelto 18
2.1.5 FACTORES QUE INFLUYEN EN EL PROCESO DE CORROSIÓN 20
2.1.5.1 Temperatura 21
2.1.5.2 Presión 22
2.1.5.3 Velocidad 22
ii
2.1.5.5 pH 23
2.1.5.6 Humedad 23
2.1.5.7 Esfuerzos de tensión 24
2.1.6 TIPOS DE CORROSIÓN 24 2.1.6.1 Corrosión uniforme 25
2.1.6.2 Corrosión localizada 25
2.1.6.3 Corrosión combinada con otros fenómenos 28
2.1.6.4 Corrosión por bacterias 29
2.1.7 MONITOREO DE LA CORROSIÓN 30 2.1.7.1 Métodos directos 30
2.1.7.2 Métodos indirectos 30
2.1.8 CONTROL DE LA CORROSIÓN 35 2.1.8.1 Protección Catódica 36
2.1.8.2 Recubrimientos y revestimientos 42
2.1.8.3 Inhibidores de corrosión 43
2.1.8.4 Selección de materiales 45
2.2 TANQUES DE ALMACENAMIENTO 46 2.2.1 TIPOS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO 46 2.2.1.1 Tanques cilíndricos horizontales 46
2.2.1.2 Tanques cilíndricos verticales de fondo plano 46
2.2.1.3 Tanques esféricos 55
2.2.2 CORROSIÓN EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO 56 2.2.3 PROTECCIÓN CATÓDICA EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO 58 2.2.3.1 Normas 58
iii
2.2.3.3 Inspección de tanques según la norma API 653 60
2.2.4 PROTECCIÓN CATÓDICA EXTERNA EN FONDOS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO 61
2.2.4.1 Criterios para sistemas de protección Catódica 61
2.2.4.2 Mediciones de Potencial 62
2.2.4.3 Criterios para la prevención de la corrosión en Tanques de Almacenamiento 62
2.2.4.4 Sistemas de Protección Catódica para tanques de almacenamiento 63 2.2.4.5 Factores que afectan la protección catódica 65
2.2.4.6 Reemplazo de fondos de tanques 65
2.2.4.7 Métodos para reducir la corrosión en los tanques de almacenamiento 67
3. METODOLOGÍA 69 3.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO EDÉN YUTURI 69 3.2 DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN 71 3.2.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO 72 3.3 MÉTODOS DE CONTROL Y MONITOREO DE LA CORROSIÓN EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO 76
3.3.1 SELECCIÓN DEL MATERIAL 76 3.3.2 CONSIDERACIONES DE DISEÑO 79 3.3.2.1 Placas anulares 79
3.3.2.2 Diseño del cuerpo 80
3.3.2.3 Entradas de hombre (manholes) 80
3.3.2.4 Boquillas en los anillos y bridas 81
3.3.2.5 Puertas de Limpieza 81
3.3.2.6 Tratamiento térmico de alivio de tensiones 82
iv
3.3.2.8 Techos y cubiertas 83
3.3.2.9 Carga de viento y estabilidad de vuelco 84
3.3.2.10 Montaje de tanques 85
3.3.2.11 Prueba hidrostática 86
3.3.2.12 Reparaciones 87
3.3.3 PROTECCIÓN CATÓDICA 87 3.3.3.1 Mecanismos de corrosión 90
3.3.3.2 Método de protección catódica 90
3.3.3.3 Diseño de sistema de protección catódica 93
3.3.4 SOBREPROTECCIÓN O RECUBRIMIENTOS 98 3.3.4.1 Componentes del sistema de protección catódica por corriente impresa 100
3.3.4.2 Backfill o Activador 103
4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 105 4.1 Cálculo de la protección y distribución de los ánodos 105 4.2 Cálculo para la capacidad de un tanque 106 4.2.1 MEDICIÓN DE ESPESORES MÍNIMOS 107 4.2.1.1 Medidor de espesores DMS 2 107
4.2.1.2 Cálculo de espesor mínimo requerido para paredes 110
4.2.1.3 Cálculo de espesor mínimo requerido para fondos 114
4.2.2 CÁLCULO DE LA VELOCIDAD DE CORROSIÓN EN TANQUES 115 4.2.2.1 Cálculo de la vida útil estimada para tanques 117
4.2.3 CÁLCULOS DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA POR CORRIENTE IMPRESA 118
4.2.3.1 Datos de Ánodos (Ferrosilicio) 118
v
4.2.3.3 Cálculo de la corriente necesaria o requerida para el sistema 121
4.2.3.4 Cálculo de la masa anódica requerida 121
4.2.3.5 Cálculo del número de ánodos requeridos 122
4.2.3.6 Resistencia de un ánodo con relleno 123
4.2.3.7 Voltaje de Salida del Rectificador 124
4.2.3.8 Capacidad del Transformador 125
4.2.4 MONITOREO DE CORROSIÓN 127
4.2.4.1 Conteo de hierro para determinar la perdida de hierro en el tanque 128 4.2.4.2 Probeta para medir velocidades de corrosión instantáneas 129
4.2.5 EVALUACIÓN DE CUPONES DE CORROSION EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO 130
4.2.6 EVALUACIÓN BACTERIOLÓGICA 132
4.2.7 MEDICIÓN DE POTENCIAL 133
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 135
5.1 CONCLUSIONES 135
5.2 RECOMENDACIONES 137
GLOSARIO 138
vi
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Tabla de la Serie de Fuerza Electromotriz de los
………Metales 8
Tabla 2. Comparación de MPY con equivalentes de velocidad
………en unidades métricas 33
Tabla 3. Cálculo de vida útil de ánodos 38
Tabla 4. Ánodos Galvánicos y su campo de aplicación 39
Tabla 5. Moléculas que componen un inhibidor de corrosión 44
Tabla 6. Comparación de los diferentes métodos de control 69
Tabla 7. Aleación de las planchas metálicas 79
Tabla 8. Límites de refuerzos de soldaduras 85
Tabla 9. Clasificación general de resistividad 89
Tabla 10. Espesores mínimos para diversos esquemas de pintado
……….resistentes a un potencial de -900 mV vs. Ag/AgCl 99
Tabla 11. Características principales de los ánodos usados en
vii
Tabla 12. Características del Backfill 104
Tabla 13. Espesores mínimos para tanques de capacidades
………..diferentes 113
Tabla 14. Mínimos espesores en placas para fondo de tanques 115
Tabla 15. Resumen de resultados 126
Tabla 16. Evaluación de cupones 131
Tabla 17. Velocidad de corrosión en cupones 131
Tabla 18. Cultivo de bacterias sulfato-reductoras (colonia de
………. bacteria /ml) 133
Tabla 19. Cultivo de bacterias totales (colonia de bacteria /ml) 133
viii
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Ciclo energético del Acero 7
Figura 2. Corrosión del acero 11
Figura 3. Celda de corrosión 12
Figura 4. Comparación de gases comunes en soluciones de agua 14
Figura 5. Efecto en metales por la presencia de oxígeno 16
Figura 6. Corrosión causada por CO2 17
Figura 7. Corrosión causada por H2S 19
Figura 8. Corrosión en techos de tanques 20
Figura 9. Efecto de la temperatura en la velocidad de corrosión 21
Figura 10. Corrosión por picadura 26
Figura 11. Corrosión en grietas 27
ix
Figura 13. Evaluación de cupones 33
Figura 14. Probeta de resistencia a la polarización 35
Figura 15. Protección catódica en un tanque de almacenamiento 37
Figura 16. Corriente impresa en tanques 40
Figura 17. Ánodos colocados en forma concentrada 41
Figura 18. Mecanismo de inhibición de una superficie metálica cubierta
por productos de corrosión 43
Figura 19. Tanque de techo fijo 47
Figura 20. Tanques de techo fijo soportado 48
Figura 21. Estructura de tanque de techo fijo auto-soportado 49
Figura 22. Tanque de tapa cóncava 50
Figura 23. Esquema de tanque de techo flotante cilíndrico 51
Figura 24. Tanque Techo Flotante Externo 52
Figura 25. Tipos de tanques de techo flotante externo 53
x
Figura 27. Tanques esféricos 56
Figura 28. Zonas de corrosión de un tanque de almacenamiento 58
Figura 29. Reemplazo del fondo de tanque viejo 66
Figura 30. Ubicación geográfica 70
Figura 31. Distribución de islas de producción y central de proceso de
campo EPF 70
Figura 32. Facilidades de producción bloque 15 72
Figura 33. PADS 73
Figura 34. Separador trifásico 74
Figura 35. Deshidratador electrostático 74
Figura 36. Tanques de almacenamiento de crudo 75
Figura 37. Sala de control 76
Figura 38. Refuerzos estructurales 82
xi
Figura 40. Esquema de un área de protección catódica 88
Figura 41. Esquema de ubicación de ánodos de sacrificio 91
Figura 42. Instalación vertical de ánodos de sacrificio 92
Figura 43. Instalación de nuevos ánodos de sacrificio
………..horizontalmente 94
Figura 44. Medición del potencial catódico del metal 95
Figura 45. Instalación de un ánodo de sacrificio 95
Figura 46. Medición del potencial del sistema de protección
………..instalado 96
Figura 47. Instalación del sitio de monitoreo 96
Figura 48. Protección Catódica 97
Figura 49. Colocación de Carbón 97
Figura 50. Instalación del ánodo 98
Figura 51. Cable portador de la corriente 103
xii
Figura 53. Ánodo de sacrificio en la bota de recolección de
………..agua del fondo del tanque 123
Figura 54. Porta cupones 127
Figura 55. Cupones de Corrosión 127
Figura 56. Probeta MICROCOR 129
Figura 57. Transmisor en un accesorio de acceso 130
xiii
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINA
Ecuación [2.1] Reacción de Oxidación 9
Ecuación [2.2] Reacción Catódica 10
Ecuación [2.3] Reacción Catódica en aguas ácidas 10
Ecuación [2.4] Reacción Catódica en aguas alcalinas 10
Ecuación [2.5] Semi-reacción de Oxidación 15
Ecuación [2.6] Dióxido de Carbono disuelto en agua para formar ...ácido carbónico 16
Ecuación [2.7] Reacción del ácido carbónico con el hierro 17
Ecuación [2.8] Presión Parcial 18
Ecuación [2.9] Sulfuro de hierro producto de la corrosión por ácido sulfhídrico 19
Ecuación [2.10] Velocidad de corrosión generalizada 32
Ecuación [2.11] Velocidad de corrosión localizada 32
Ecuación [2.12] Evaluación de cupones 32
Ecuación [2.13] Tiempo de vida del ánodo galvánico 38
Ecuación [5.1] Capacidad de un tanque 105
xiv
Ecuación [5.3] Máxima longitud vertical .112
Ecuación [5.4] Espesor mínimo remanente 114
Ecuación [5.5] Velocidad de corrosión 115
Ecuación [5.6] Vida útil estimada para tanques 117
Ecuación [5.7] Área a proteger 119
Ecuación [5.8] Área del círculo 120
Ecuación [5.9] Corriente requerida para el sistema 121
Ecuación [5.10] Masa anódica requerida 121
Ecuación [5.11] Número de ánodos requeridos 122
Ecuación [5.12] Resistencia de un ánodo con relleno .123
Ecuación [5.13] Voltaje de salida del rectificador 124
Ecuación [5.14] Resistencia total del circuito 124
Ecuación [5.15] Capacidad del transformador 125
xv
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
xvi
RESUMEN
El presente trabajo trata sobre el análisis de los procedimientos, de diseño, monitoreo y control de la corrosión en los tanques de almacenamiento de crudo tratado en las Facilidades de Producción del campo Edén-Yuturi.
La corrosión es el proceso mediante el cual, los metales se deterioran por la acción del medio donde se encuentran. Se necesitan varios elementos para que la corrosión ocurra, un ánodo que es la zona que sufrirá corrosión, un cátodo que es el sitio al cual, llega la corriente proveniente del suelo y que también se protege de la corrosión. Un medio corrosivo que es el sitio donde se encuentra la estructura. Finalmente se requiere de una corriente eléctrica y un conductor eléctrico, que generalmente es la estructura.
Un equipo protegido adecuada y técnicamente puede llegar a tener un promedio de vida útil de 25 años o más, pero en caso contrario su vida útil puede reducirse a un año o sólo meses, incidiendo en la economía de la producción.
Dentro de los métodos protectores podemos encontrar principalmente dos: sistemas de recubrimiento y sistemas de protección catódica, estos se complementan uno con el otro.
xvii El sistema de corriente impresa funciona bajo el mismo principio con la diferencia que la corriente de protección catódica se obtiene de una fuente externa de C.D.
Dentro del diseño y aplicación de los sistemas de protección catódica, se manejan diferentes conceptos. Para tanques de almacenamiento se usan dos criterios principalmente, un potencial negativo de 850 mV de C.D. mínimo, con corriente catódica de protección aplicada, y el segundo un potencial negativo mínimo de 100 mV de C.D. de polarización entre el fondo metálico del tanque y el electrolito.
xviii
ABSTRACT
The present work treats on the analysis of the procedures, of design, monitoring and control of the corrosion in the tanks of storage of crude oil treated in the Facilities of Production of the field Edén-Yuturi.
The corrosion is the process by means of which, the metals deteriorate for the action of the way where they are. Several elements are needed in order that the corrosion happens, an anode that is the zone that will suffer corrosion, a cathode that is the site to which, the current from the soil comes and that also is protected from the corrosion. A corrosive way that is the site where one finds the structure. Finally there is needed of an electrical current and an electrical driver, that generally it is the structure.
A protected equipment adapted and technically it can manage to have an average of useful life of 25 years or more, but in opposite case his useful life can diminish to one year or only months, affecting in the economy of the production.
Inside the protective methods we can find principally two: systems of covering and cathodic protection systems, these are complemented with each other.
xix Inside the design and application of the systems of cathode protection, they handle different concepts. For tanks of storage two criteria are used principally, a negative potential of 850 mV of minimal C.D., by cathode current of applied protection, and second a negative minimal potential of 100 mV of C.D. of polarization between the metallic bottom of the tank and the electrolyte.
1
1. INTRODUCCIÓN
La corrosión es uno de los principales problemas que causan pérdidas económicas en el ámbito industrial. La industria petrolera no está exenta de este fenómeno, debido a que la pérdida de una pequeña porción de material representa una pérdida anual, por el efecto de la corrosión en tanques, tuberías, codos, empaques y en cualquier otro material metálico que se encuentre en contacto con un medio agresivo.
Se entiende por corrosión la interacción de un metal con el medio que lo rodea, produciendo el consiguiente deterioro en sus propiedades tanto físicas como químicas. La característica fundamental de este fenómeno, es que sólo ocurre en presencia de un electrolito, ocasionando regiones plenamente identificadas, llamadas anódicas y catódicas: una reacción de oxidación es una reacción anódica, en la cual los electrones son liberados dirigiéndose a otras regiones catódicas. En la región anódica se producirá la disolución del metal (corrosión) y, consecuentemente en la región catódica la inmunidad del metal.
2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
La corrosión es un proceso físico-químico (electroquímico) que afecta a todos los metales, especialmente aquellos de hierro y de manera irreversible por la tendencia de todo metal a retornar a su estado original de oxidación.
Todos los equipos que se encuentran en contacto directo con cualquier tipo de hidrocarburo están expuestos a sufrir cambios desfavorables en su estructura metálica, debido a la presencia de impurezas que se encuentran en la composición química del producto que sea almacenado en tanques u otros recipientes similares, lo que puede provocar considerables pérdidas a la empresa por los altos costos que representa la reparación o cambio de un solo tanque de almacenamiento que no cuente con una adecuada protección anticorrosiva.
JUSTIFICACIÓN
Todas las herramientas y equipos metálicos que se utilizan en la industria petrolera para la producción, transporte o almacenamiento del crudo y sus derivados se encuentran potencialmente expuestos a sufrir de corrosión, más aún los tanques de almacenamiento de hidrocarburo, debido a que se encuentran en contacto directo con el fluido, así como también se pueden ver afectados por las condiciones ambientales a las que están expuestos.
3 la producción de agua con diferentes características es cada vez mayor. La presencia de agua se manifiesta en el mismo pozo y durante todo el proceso de separación del petróleo en las baterías de producción.
También hay que caracterizar los demás componentes de un fluido (crudo, agua y gas) los cuales tienen elementos que contribuyen a la corrosión de los tanques de almacenamiento.
Un equipo metálico con la debida protección anticorrosiva por diferentes medios en la industria petrolera tiene una vida útil promedio de hasta 25 años. Por el contrario, sin ninguna protección anticorrosiva su vida útil puede ser de 6 meses, provocando pérdidas económicas e impactos ambientales.
1.1. OBJETIVOS
1.1.1. OBJETIVO GENERAL
Determinar el estado actual de los tanques de almacenamiento de hidrocarburos en el Centro de Facilidades del campo Edén-Yuturi y los métodos de control de corrosión aplicados.
1.1.2.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS Identificar el tipo de tanque y el tipo de fluido almacenado, sus
características y tiempo de trabajo
4
Analizar el sistema de protección anticorrosivo aplicado en cada tanque y evaluar en base a datos de campo su eficacia y eficiencia.
HIPÓTESIS
HIPÓTESIS GENERAL
Si no se caracteriza los fluidos almacenados en un tanque no se puede determinar las causas de la corrosión y tampoco formular un tratamiento adecuado para su control.
HIPÓTESIS ESPECÍFICO
Si se realiza un adecuado estudio de los parámetros que influyen de manera negativa en los tanques de almacenamiento de crudo se podrá controlar la corrosión.
Si se conocen las distintas formas de corrosión que pueden presentarse en un metal se podrá tomar medidas preventivas contra la misma.
Si se protege adecuadamente los tanques de almacenamiento de crudo se incrementará la vida útil del mismo.
VARIABLES
VARIABLE DEPENDIENTE
5 VARIABLE INDEPENDIENTE
6
2. MARCO TEÓRICO
2.1. CORROSIÓN
La corrosión es definida como el deterioro de un material (usualmente un metal) o 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 o electroquímica con un ambiente determinado.
Otra definición explica que la corrosión es el proceso de regreso del metal a su estado natural. Como se conoce muchos metales se encuentran naturalmente en la forma de óxidos o sales. Por ejemplo el hierro se encuentra en su forma natural como óxido rojo (hematita), con la fórmula Fe2O3. La hematita, una de
las formas minerales del hierro, es convertida en hierro metálico en las siderúrgicas, con fuerte aplicación de energía (en hornos de alta temperatura, a 1500 ºC). La energía acumulada como resultado de éste proceso es la fuerza que facilita la reacción del metal con cualquier elemento que lo lleve a su estado natural de tensión interna menor.
En otras palabras, mayoría de los metales son termodinámicamente inestables y tienden a buscar un estado de menor energía, que es un óxido o algún otro compuesto. El proceso por el cual los metales se convierten a óxidos de baja energía se llama corrosión.
7 electroquímica. El medio acuoso es también referido como el electrolito y, en el caso de los subterráneos la corrosión, es la tierra húmeda.
2.1.1. CICLO ENERGÉTICO DEL ACERO
Todos los metales no requieren la misma cantidad de energía para ser convertidos a la forma metálica, por ello existen metales que tienen menor energía interna y no tiende a regresar con mucha intensidad a su estado natural y en consecuencia, presentan menores tendencias a corroerse. Otros presentan una gran tendencia a regresar a su forma natural y por tanto gran tendencia a corroerse; según Ramos, la Figura 1 muestra el ciclo del acero.
8
2.1.2. SERIE GALVÁNICA DE LOS ELEMENTOS
La corrosión en presencia de agua es un proceso electroquímico que supone flujo de corriente impulsado por una fuerza o fuente de voltaje y un circuito eléctrico. Pues bien, la magnitud de la fuerza interna o voltaje generados cuando el metal se pone en contacto con agua se denomina potencial del metal.
Se puede observar que de acuerdo a Roberge, en la Tabla 1 se indican los potenciales de los diferentes metales y que está relacionada a la energía liberada cuando el metal se corroe. Esta Tabla está referida al electrodo estándar de Hidrógeno. Estos valores de potencial dependen principalmente de cada metal y en menor grado de las características físicas y químicas del agua. El valor absoluto del potencial electromotriz depende además en menor grado de la composición, del agua, de la temperatura, velocidades de flujo, etc., sin embargo sus valores son similares para las aguas de mayor interés.
Tabla 1. Tabla de la Serie de Fuerza Electromotriz de los Metales
Energía para refinar
Metal Potencial (Volts)* Tendencia a corroerse Más energía Menos energía Magnesio Aluminio Zinc Hierro Estaño Plomo Hidrógeno Cobre Plata Platino Oro -2.37 -1.66 -0.76 -0.44 -0.14 -0.13 0.00 +0.34 a +0.52
+0.80 +1.20 +1.58 a +1.68
Mayor
Menor
Pierre Roberge, (2000)
9 producida entre ambos, siempre en perjuicio del de menor potencial. Esta es la razón por la cual el Oro y el Platino se encuentran comúnmente en la naturaleza en estado puro, mientras que el Hierro, Aluminio y Magnesio se encuentran en estado combinado y generalmente como óxidos.
2.1.3. 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:
1. Ánodo 2. Cátodo
3. Puente metálico 4. Electrolito
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 ion, perdiendo electrones, la reacción electroquímica es la siguiente:
Reacción - Oxidación
10
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:
2H+ + 2e- H2 [2.2] Iones electrones hidrógeno
Hidrógeno gaseoso
Si otro elemento oxidante, como por ejemplo el oxígeno, está presente en el agua, hay dos reacciones posibles:
O2 + 4H+ + 4e- 2H2O (En aguas ácidas) [2.3]
11
CORROSION del ACERO
PIEZA DE METAL EN SECO
Fe3C
Fe
Fe3C
Fe
2H++ 2e H2
Fe Fe++ + 2e
Flujo de electrones
ANODO CATODO
AGUA DE MAR ACERO AL CARBON ACERO AL CARBON Flujo de Corriente e
PIEZA DE SUMERGIDA EN AGUA DE MAR
Figura 2 Corrosión del acero (Ramos, 2010)
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, como se muestra en la Figura 2, según Ramos.
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.
12 mayor concentración de sales disueltas, mayor capacidad conductiva del agua.
El sistema formado por los cuatro elementos se denomina una celda electroquímica o celda de corrosión. De acuerdo a Ramos en la figura 3 se puede apreciar el diagrama sencillo de una celda de corrosión. Las pilas que utilizamos en nuestras linternas, son celdas de corrosión, donde un ánodo fabricado de zinc o cobre, se disuelve generando un flujo de electrones o corriente eléctrica necesaria para mantener el foco de la linterna encendido.
Figura 3. Celda de corrosión (Ramos, 2010)
2.1.4. CAUSAS PRINCIPALES DE LA CORROSIÓN
13 El petróleo se produce siempre con agua. A medida que los campos van envejeciendo, la producción de agua con diferentes características es cada vez mayor. La presencia de agua se manifiesta en el mismo pozo y durante todo el proceso de separación del petróleo en las baterías de producción.
2.1.4.1. Composición química del agua
Cuando consideramos las características del agua y cómo ellas afectan el proceso de corrosión existe dos factores importantes. La primera es la conductividad, o 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. El otro factor importante es la concentración de gases disueltos o 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.
14 El efecto perjudicial de la conductividad es sólo su capacidad de transportar iones o corriente eléctrica acelerando el proceso de corrosión. Aguas con baja conductividad y alta concentración de gases disueltos generarán alta corrosión en el sistema. Este fenómeno se aprecia en la figura 4, según Ramos.
CORROSIVIDAD COMPARATIVA DE TRES GASES
CORROSIVIDAD COMPARATIVA DE TRES GASES
COMUNES EN SOLUCIONES DE AGUA
COMUNES EN SOLUCIONES DE AGUA
0 100 200 300 400 500 600
2 5 10 15 20 25
Veloc. de Corrosión, mpy's
C o n c . d e g a s e n e l a g u a , p p m
OXIGENO CO2 H2S
Figura 4. Comparación de gases comunes en soluciones de agua (Ramos, 2010)
2.1.4.2. 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.
15
2.1.4.3. 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 cátodo. El mecanismo de acción es el siguiente:
Fe Fe+2 + 2e- [2.5]
O2 + 2H2O + 4e- 4(OH)- [reacción catódica en aguas alcalinas]
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
16
Figura 5. Efecto en metales por la presencia de oxígeno (Ramos, 2010)
2.1.4.4. 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:
CO2 + H2O H2CO3 [2.6]
CORROSIÓN POR O2
CARACTERIZADA POR PITS DE AMPLIA BASE, DE BORDES MODERADOS Y FONDOS CONTENIENDO DEPOSITOS DE Fe2O3
CORROSIÓN POR CO2 ACELERADA POR O2
17 Fe + H2CO3 Fe2CO3 + H2 [2.7]
El tipo de corrosión causada por el ácido carbónico es de tipo picadura (muy localizada) y se conoce como corrosión dulce, (sweet corrosión). Los principales factores que gobiernan la corrosión por CO2 son la presión, temperatura y
composición química del agua. La consecuencia del CO2 puede observarse en
la figura 6, de acuerdo a Ramos.
Figura 6. Corrosión causada por CO2
(Ramos, 2010)
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). CORROSI
CORROSIÓÓN POR CON POR CO22
18 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.
La presión parcial del CO2 se puede utilizar para predecir el grado de
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:
Presión Parcial = Presión Total * fracción molar de CO2 en el gas [2.8]
2.1.4.5. Ácido Sulfhídrico 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 ácido sulfhídrico H2S es del tipo de
picadura (altamente localizada) y se conoce generalmente como “corrosión agria” (Sour Corrosion), 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 ion sulfato (SO4), presente en aguas producidas, en
19 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.
H2S + Fe + H2O FeS + H2 [2.9]
El sulfuro de hierro (FeS), producto de la corrosión por 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, como se muestra en la figura 7.
Figura 7. Corrosión causada por H2S
(Ramos, 2010)
CORROSI
CORROSIÓÓN POR HN POR H22SS
20 Generalmente la corrosión es un problema externo en los equipos, especialmente en áreas de gran humedad. La suciedad de las paredes, presencia de sal, polvo pueden actuar como esponjas y acumular agua que con la presencia de oxígeno acentúa la formación de celdas de aereación diferencial.
Las superficies interiores de los techos en los tanques de almacenamiento pueden ser parcialmente atacados por combinación de presencia de humedad condensada en la superficie interior y de oxígeno introducido por la “respiración”
del tanque, tal como se aprecia en la figura 8. La presencia de CO2 y H2S,
intensificarán ésta acción.
CORROSION EN TECHOS DE TANQUES CORROSION EN TECHOS DE TANQUES
PETROLEO
CORROSION SEVERA DEBIDO A AGUA AEREADA CONDENSADA EL AIRE ENTRA Y SALE
CUANDO TANQUE RESPIRA
VAPORES DE AGUA CON H2S
AGUA SALADA
Figura 8. Corrosión en techos de tanques (Ramos, 2010)
21
2.1.5.1. 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, tal como se muestra en la Figura 9.
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.
22
2.1.5.2. 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.
2.1.5.3. 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 o arrastrar la película de inhibidor formada en la superficie metálica. Si el fluido además arrastra sólidos en suspensión o burbujas de gas o 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 metálica (corrosión por cavitación), respectivamente.
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.
23
2.1.5.4. Factores que afectan la velocidad de corrosión
Entre los factores que intervienen en la velocidad de corrosión de un metal se puede mencionar a:
La humedad del suelo o medio corrosivo.
Su contenido salino.
Los gases presentes en el medio.
La composición del metal o aleación.
Las tensiones residuales que pudieran quedar en el objeto metálico,
producto del proceso de fabricación.
Las tensiones mecánicas a que esté sometido el objeto por su uso.
2.1.5.5. pH
Los electrolitos presentan una característica muy importante que es el pH, que es el factor externo del que depende la velocidad de la reacción, mediante su naturaleza química. El CO2 disuelto en el agua, se ioniza formando ácido
carbónico, el agua disminuye el pH, haciéndola ácida, de tal manera que esta agua ácida es la causante de la corrosión. Y de la misma manera se manifiesta H2S, ocasionando corrosión ácida.
2.1.5.6. Humedad
24 Las sustancias disueltas en agua pura causan una corrosión suave en el hierro. Por el contrario el agua que es usada en la industria petrolera depende del tipo de sustancia disuelta en ella para determinar si puede corroer o no, como el caso del cloruro de sodio, el dióxido de carbono, el ácido sulfúrico y el oxígeno aumentan la corrosión, que puede ser prevenida mediante el uso o aplicación de inhibidores.
2.1.5.7. Esfuerzos de tensión
La acción conjunta de un esfuerzo de tensión y un medio ambiente corrosivo, dará como resultado 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.
2.1.6. TIPOS DE CORROSIÓN
En la industria petrolera, la corrosión se divide principalmente en corrosión uniforme, aquella en que el desgaste del metal es más o menos parejo (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 desgaste.
25
2.1.6.1. Corrosión uniforme
En este tipo de corrosión el metal se disuelve uniformemente en toda su superficie. La estructura pierde una capa de metal cuyo espesor estará determinado, por la velocidad con que se produce el ataque y el tiempo de exposición al medio agresivo. Ésta es una forma bastante rara de corrosión y con frecuencia lo que aparentemente es una corrosión uniforme, en realidad se inicia como un ataque localizado en ciertos puntos o áreas de la superficie, una vez oxidado estos sitios se convierten en catódicos invirtiéndose el fenómeno y así el proceso continúa hasta alcanzar un aspecto uniforme.
Algunas normas de construcción de recipientes metálicos establecen lo que se conoce como “corrosion allowance”, o corrosión permitida, que no es otra cosa
que un espesor adicional de pared metálica que se coloca para que la corrosión la consuma durante un tiempo determinado y mientras tanto la estructura pueda seguir en operación porque la pared tiene espesor suficiente para resistir las condiciones de esfuerzo mecánico. Este criterio parte de dos premisas: la corrosión es uniforme y no se puede hacer nada para evitar que suceda. Los casos reales en que ambas condiciones se cumplen son muy pocos.
2.1.6.2. Corrosión localizada
Es una forma muy delimitada 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) o más extendidos y superficiales.
26 - Picadura “Pitting”
La corrosión por picadura se presenta por la formación de orificios en una superficie relativamente intacta, esta picadura puede ser considerada como una grieta o hendidura formada por sí misma, este tipo de corrosión es un proceso lento que puede llevar meses y años antes de ser visible, pero que naturalmente causará fallas inesperadas.
En la figura 10, de acuerdo a Goldin, se muestra como el ataque se manifiesta de orificio. Puede presentarse en cualquier parte de la estructura.
Figura 10. Corrosión por picadura (Goldin, 2002)
- Corrosión en grietas “crevice”
En la figura 11, según Goldin, se muestra un caso típico de corrosión en grietas o espacios confinados, se trata de un tornillo o perno con su arandela que sujeta dos planchas metálicas entre sí. Entre la arandela y la plancha existe un “espacio confinado” en el cual se puede penetrar líquido pero la concentración
27 la arandela, precisamente donde no es posible detectarlo. Para que se produzca este tipo de ataque deben existir ciertas condiciones: la existencia de un espacio confinado o grieta, presencia de un medio corrosivo y diferencia en la concentración de algún agente agresivo dentro y fuera del espacio confinado, principalmente oxígeno.
Figura 11. Corrosión en grietas (Goldin, 2002)
La corrosión localizada afecta principalmente a las aleaciones que se “pasivan”,
28
2.1.6.3. Corrosión combinada con otros fenómenos
En muchas ocasiones se produce un efecto conjunto de corrosión con otro tipo de ataque a la estructura; como por ejemplo: Esfuerzos mecánicos y Erosión.
Esfuerzos Mecánicos
Un material sometido a un medio corrosivo y a un esfuerzo mecánico en forma simultánea, puede sufrir daños en un tiempo relativamente corto. El esfuerzo mecánico puede ser continuo o discontinuo. La combinación de corrosión y esfuerzos mecánicos continuos produce un fenómeno acelerado conocido como corrosión bajo tensiones. Si la tensión se aplica en forma cíclica, por ejemplo las dilataciones y contracciones que sufre un equipo sometido a calentamientos y enfriamientos sucesivos, el fenómeno se denomina corrosión por fatiga. Es fundamental destacar que aun cuando estos fenómenos se dan en forma simultánea, cada uno de ellos se trata manera independiente debido a que son procesos diferentes.
Erosión
29 Una característica interesante de este tipo de ataque es que la erosión va eliminando los productos de corrosión, lo que dificulta determinar los agentes corrosivos que causan el ataque. Además, los productos de corrosión pueden brindar una protección parcial contra la corrosión posterior del metal pero la erosión los elimina. Los procesos de corrosión-erosión se presentan mayormente donde la mezcla corrosiva choca con una pared metálica. Una forma de minimizar el efecto destructivo es precisamente evitar, a nivel de diseño, el uso de codos en 90°, cambios bruscos en la dirección del fluido.
2.1.6.4. Corrosión por bacterias
Al referirse de “corrosión por bacterias” debe considerarse que las baterías no
atacan directamente al metal sino que se trata de fenómenos complejos en los cuales intervienen los procesos alimenticios de estos microrganismos; por ejemplo, las bacterias sulfato-reductoras (desulfovirio desulfuricans) que se identifican por las siglas SRB, se alimentan de sulfatos orgánicos y producen como desecho sulfuros que pueden afectar metales y aleaciones.
30
2.1.7. MONITOREO DE LA CORROSIÓN
La medición de la corrosión es un método cuantitativo por medio del cual la efectividad de las técnicas de control y prevención de la corrosión pueden ser evaluadas y proveer la retroalimentación necesaria para optimizarlas.
Existe una amplia variedad de técnicas para la medición de la corrosión, incluyendo:
2.1.7.1. Métodos directos
a) Inspección visual b) Inspección Ultrasónica
c) Calibradores de perfil para la corrosión d) Tramos cortos de prueba
e) Radiografías
2.1.7.2. Métodos indirectos
a) Cupones de corrosión
b) Probetas de polarización lineal
Cupones de corrosión
31 Los cupones de corrosión tienen diferentes presentaciones y van de acuerdo a las necesidades del sistema, la figura 12, según Ramos, muestra los seis tipos más comunes:
Figura 12. Cupones de corrosión (Ramos, 2010)
La medición obtenida de los cupones al analizarse es la pérdida de peso que ocurre en la muestra durante el período de tiempo al que ha sido expuesto, expresada como tasa de corrosión.
Estos cupones se colocan de manera paralela al fluido para controlar el desgaste a través del tiempo, por lo general se colocan primero que los cupones de escala, para evitar la turbulencia que estos provocan y no obtener datos equivocados.
32
( )
( ) ( ) ( ) [2.10]
La corrosión localizada se calcula mediante la siguiente fórmula:
( ) ( ) [2.11]
NACE, (1975)
Se establece como una buena regla, que en sistemas de agua y petróleo, no debe haber más de 0.5 mpy como promedio (corrosión generalizada), y menos de 25 mpy (corrosión localizada).
Cuando se hace la evaluación de los cupones, se saca y se lava con xileno, HCl (15%), agua destilada, agua carbonatada y por último con IPA; una vez hecho esto se hace secar y se pesa en la balanza analítica, por diferencia de pesos se saca la velocidad de corrosión usando la siguiente fórmula:
[2.12]
Donde:
w = pérdida de peso (mg) A = área del cupón (pulg2) D = densidad del metal (g/cm) T = tiempo de exposición (días)
33 valor promedio de corrosión que ha ocurrido en ese intervalo temporal. La desventaja, es que si la tasa de corrosión varía durante el período de exposición, es decir, si se incrementa o disminuye por alguna causa, dicho evento no sería evidenciado en el cupón, sin poderse determinar su duración y su magnitud. En la figura 13, de acuerdo Ramos, se indica la evaluación de cupones.
MONITOREO DE LA CORROSION
EVALUACION DE CUPONES
EVALUACION DE CUPONES MPY = PERD. PESO(grs) X 22,270
AREA (PULG2) x DIAS x d
VENTAJAS
FACIL INSTALACION MEDICION DIRECTA INSPECCION VISUAL
DESVENTAJAS
MEDICIONES LOCALES SOLAMENTE MEDICION PROMEDIO EN TIEMPO NO PERMITE EVALUACION DE CAMBIOS EN EL TRATAMIENTO
Figura 13. Evaluación de cupones (Ramos, 2010)
Tabla 2. Comparación de MPY con equivalentes de velocidad en unidades métricas
Resistencia a la Corrosión
MPY mm/año micra/año nm/h pm/s
Sobresaliente <1 <0.02 <25 <2 <1
Excelente 1-5 0.02-0.1 25-100 2-10 1-5
Bueno 5-20 0.1-0.5 100-500 10-50 5-20
Regular 20-50 0.5-1 500-1000 50-150 20-50
Malo 50-200 1-5 1000-5000 150-500 50-200
inaceptable 200+ 5+ 5000+ 500+ 200+
34 Para posibles cambios de unidad tener en cuenta:
1 mm/año=1000 μm/año=114 nm/hora=31,7 pm/s
La tabla 2 muestra la resistencia a la corrosión de un metal en términos de las milésimas de penetración por año y otras unidades que pierde el espécimen. La primera columna establece si el material es adecuado o no para alguna aplicación dependiendo de la velocidad de corrosión.
Las unidades de penetración por unidad de tiempo son deseables desde el punto de vista de ingeniería, pero la pérdida de peso por unidad de área por unidad de tiempo, frecuentemente se expresa en miligramos por decímetro cuadrado por día (mdd) y algunas veces son usadas en la investigación, los mm de penetración por año. Para efectuar la conversión de milésimas de penetración por año se usa el factor de conversión 1mpy = 1.44 (mdd)/Gravedad especifica.
Probetas de polarización lineal
La técnica LPR está basada en una teoría electroquímica compleja. Para su aplicación en mediciones industriales, ha sido simplificada a un concepto básico. En términos fundamentales, un pequeño voltaje (o potencial de polarización) es aplicado a un electrodo en solución. La corriente necesitada para mantener una tensión (típicamente 10mV) es directamente proporcional a la corrosión en la superficie del electrodo sumergido en la solución. Por medio de la medición de la corriente, la tasa de corrosión puede ser deducida.
35 de metal si no la tasa de corrosión, y cuando no se desea esperar por un período de exposición para determinarla.
La desventaja de la técnica LPR, es que esta sólo puede ser ejecutada exitosamente en medios acuosos electrolíticos. Las probetas LPR no funcionan en gases o emulsiones de agua-crudo, en donde los electrodos puedan asentarse depósitos o impurezas que les impidan actuar debidamente. Las mismas que se pueden apreciar en la figura 14, según Ramos.
MONITOREO DE LA CORROSION
PROBETA DE RESISTENCIA
PROBETA DE RESISTENCIA
A LA POLARIZACION
A LA POLARIZACION MPY =
DIF. POT. (E)
VENTAJAS
•FACIL INSTALACION •MEDICION EN TIEMPO REAL •MEDICION DIRECTA DE CORROSION
DESVENTAJAS
•REQUIERE EQUIPO ELECTRONICO •REQUIERE MINIMA CONDUCTIVIDAD
DIF. CORR.(I)= KICORR.
CORRIENTE IMPUESTA
A V
MEDIO CORROSIVO
Figura 14. Probeta de resistencia a la polarización (Ramos, 2010)
2.1.8. CONTROL DE LA CORROSIÓN
36 Son algunas las opciones para un control efectivo de la corrosión, tenemos así:
Protección catódica
Recubrimientos y revestimientos
Inhibidores de corrosión
Selección de materiales
2.1.8.1. Protección Catódica
La corrosión de tanques de almacenamiento de acero con fondo sobre el suelo y tuberías, puede reducirse o eliminarse mediante la aplicación apropiada de la protección catódica. La protección catódica es una técnica para prevenir la corrosión que hace que toda la superficie del metal a proteger, actúe como el cátodo de una celda electroquímica. Existen dos sistemas de protección catódica:
- Ánodos de sacrificio
Los sistemas de ánodos de sacrificio, utilizan ánodos galvánicos, los cuales están hechos de magnesio ó zinc en forma de barras, se instalan los ánodos enterrados directamente en el suelo rodeados de una mezcla química y empacada en sacos especiales.
37 deteriorado. El ánodo se sacrifica para proteger a la estructura y se va consumiendo a lo largo de un período que se conoce como vida útil del ánodo.
Figura 15. Protección catódica en un tanque de almacenamiento
Los sistemas de ánodos de sacrificio de protección catódica, se deben aplicar en tanques de pequeño diámetro ya que la corriente de protección es limitada.
La vida útil del ánodo depende tanto de su material como de su peso. Los datos del comportamiento del ánodo instalado, deben usarse para calcular el valor probable de consumo. Estos datos se muestran en la tabla3, según el Comité de Normalización de petróleos mexicanos.
38
[2.13]
Donde:
V: tiempo de vida del ánodo (años)
C: capacidad de corriente en (A-año/kg) (tabla 3) P: peso del ánodo (kg.)
R: rendimiento en % (tabla 3) U: factor de utilización 0.85
I: entrega de corriente del ánodo (Amperios)
Tabla 3. Cálculo de vida útil de ánodos Metal anódico Capacidad corriente teórica
(A- año/kg)
Rendimiento %
Zinc (Zn) 0.094 95
Aluminio (Al) 0.340 90
Magnesio (Mg) 0.251 50
PEMEX, (2002)
En este tipo de instalación el material de los ánodos se consume dependiendo de los siguientes factores: de la demanda de corriente protección de la estructura a proteger, la resistividad del electrolito y del material usado como ánodo, durante el proceso de descarga del mismo.
39
Tabla 4. Ánodos Galvánicos y su campo de aplicación
MEDIO CORROSIVO MATERIAL ANÓDICO
Suelos Zinc-Magnesio (rango 1500-2000 Ω-cm)
Aguas Dulces Magnesio
Aguas de Mar Aluminio
Fondo Marino Zinc- Aluminio
Goldin, (2002)
- Sistemas de corriente impresa
Los componentes de un sistema de corriente impresa son los siguientes:
Ánodos
40
Figura 16. Corriente impresa en tanques (PEMEX 2002)
Ánodos galvánicos (de sacrificio)
Este tipo de ánodos sirven esencialmente como fuente de energía, donde no es posible obtener energía eléctrica con facilidad o en las que no es conveniente o económico instalar líneas de energía para este propósito, los materiales que más se utilizan como ánodos galvánicos son el magnesio, el aluminio y el zinc. La manera de distribución de los ánodos se indica en la figura 17, de acuerdo a Miño.
Materiales de relleno
41
El rectificador
Es un mecanismo de transformación de corriente alterna a corriente continua, de bajo voltaje mediante la ayuda de diodos de rectificación, comúnmente de selenio o silicio y sistemas de adecuación regulable manual y/o automática, cuyo propósito es regular las características de la corriente, según las necesidades del sistema a proteger.
Otras fuentes de corrientes
Es posible que habiendo decidido utilizar el sistema de corriente impresa, no se disponga en la zona de líneas de distribución de corriente eléctrica, por lo que sería conveniente analizar la posibilidad de hacer uso de otras fuentes como: Baterías, de limitada aplicación por su bajo drenaje de corriente y vida limitada; Motores generadores; y Generadores termoeléctricos.
42
2.1.8.2. Recubrimientos y revestimientos
- Recubrimientos metálicos
Los recubrimientos se aplican mediante capas finas que separen el ambiente corrosivo del metal, es decir que puedan servir como ánodos sacrificables que puedan ser corroídos en lugar del metal subyacente.
- Recubrimientos inorgánicos
En algunos casos es necesario hacer recubrimientos con material inorgánico, los más usados son el vidrio y los cerámicos, estos recubrimientos proporcionan acabados tersos y duraderos. Aunque si se expone un pequeño lugar anódico se experimenta una corrosión rápida pero fácil de localizar.
- Recubrimientos orgánicos
43
2.1.8.3. Inhibidores de corrosión
Los inhibidores de corrosión son sustancias que cuando son agregadas a un medio acuoso disminuyen la velocidad de ataque del medio sobre el metal. Los inhibidores son comúnmente agregados en pequeñas cantidades y en forma continua para mantener la concentración requerida y, de esta forma, lograr su efecto inhibidor.
Los inhibidores de corrosión son combinaciones de productos químicos que se adsorben a las paredes metálicas internas y cuya función principal es la de formar una película de protección que aísla el metal de los agentes que causan corrosión.
El mecanismo de inhibición de una superficie metálica cubierta por productos de corrosión se muestra en el figura 18.
Figura 18. Mecanismo de inhibición de una superficie metálica cubierta por productos de corrosión
44 Las moléculas que componen a los inhibidores de corrosión se muestran en la tabla 5:
Tabla 5. Moléculas que componen un inhibidor de corrosión
Ramos, (2010)
Los inhibidores de corrosión no son compuestos simples, la mayoría son combinaciones balanceadas de dos o más inhibidores básicos, mezclados con surfactantes, solventes y dispersantes que tienen diferentes funciones en los mecanismos de inhibición.
Surfactantes: ayudan en la limpieza previa de la superficie corroída para
ser más eficiente la absorción del inhibidor a la superficie metálica.
Dispersantes: facilitan la difusión del inhibidor de corrosión a través de
los fluidos.
45
Otros: reducidores de fricción, neutralizantes rompedores de emulsión,
etc.
Un buen inhibidor de corrosión debe cumplir con tres objetivos fundamentales:
1. Hábil para alcanzar muy pronto la superficie metálica y absorberse rápidamente, buena solubilidad o dispersibilidad en agua, particularmente en aplicaciones de alta fricción y tiempo de contacto mínimo.
2. Interactuar fuertemente con la superficie metálica o los productos de corrosión para formar una unión resistente a la disolución o disrupción.
3. Formar una barrera fílmica de protección altamente insoluble en agua y que permanezca integra en condiciones de alta fricción.
2.1.8.4. Selección de materiales
La selección de los materiales que se vaya a utilizar es importante en el control de la corrosión y se debe basar en la experiencia con materiales en condiciones similares. Para ello se puede necesitar pruebas de corrosión que permitan conocer los materiales adecuados que se pueden emplear.
46
2.2. TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Sistema o recipiente construido expresamente para contener petróleo crudo y sus derivados en los lugares de producción, centros de distribución, terminales de almacenamiento y autotanques.
2.2.1. TIPOS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Los tanques de almacenamiento se usan como depósitos para contener una reserva suficiente de algún producto para su uso posterior y/o comercialización. Los tanques de almacenamiento, se clasifican en:
1.- Cilíndricos Horizontales.
2.- Cilíndricos Verticales de Fondo Plano. 3.- Tanques Esféricos
2.2.1.1. Tanques cilíndricos horizontales
Generalmente son de volúmenes relativamente bajos, debido a que presentan problemas por fallas de corte y flexión. Por lo general, se usan para almacenar volúmenes pequeños.
2.2.1.2. Tanques cilíndricos verticales de fondo plano
47 Estos tipos de tanques se clasifican en:
a. De techo fijo. b. De tapa cóncava c. De techo flotante. d. Sin techo.
a) Techo Fijo
Se emplean para contener productos no volátiles o de bajo contenido de ligeros (no inflamables) como son: agua, diesel, asfalto, petróleo crudo, etc. Debido a que al disminuir la columna del fluido, se va generando una cámara de aire que facilita la evaporación del fluido, lo que es altamente peligroso.
De acuerdo a la norma API, la Figura 19 muestra el esquema de un tanque de techo fijo.
48 Los techos fijos se clasifican en:
- Techos soportados. - Techos auto-soportados.
Tanques de techo fijo soportado
Son aquellos cuyo techo cónico están sustentados sobre estructuras metálicas que comprenden sistemas de vigas y columnas para sostener el techo cuando el tanque es de mayor tamaño. Estos tanques han sido ampliamente usados para el almacenamiento de petróleo crudo y productos derivados de la refinación cuyo punto de ebullición está por debajo de la temperatura ambiente. Su costo normalmente es menor que el otro tipo de tanque, sin embargo, el costo de almacenamiento es más elevado debido a las pérdidas por evaporación a que están sujetos. El esquema de este tipo de tanque se observa en la figura siguiente.
49
Tanques de techo fijo auto-soportados
Son aquellos tanques cuyos techos se apoyan directamente sobre el cuerpo del mismo, razón por la cual, suelen tomar forma de domo o paraguas; tal como se observa en la figura 21.
Figura 21. Estructura de tanque de techo fijo auto-soportado (Ramos, 2010)
b) De Tapa Cóncava
50
Figura 22. Tanque de tapa cóncava (Ramos, 2010)
c) Techo Flotante
