Presentacion Sobre Corrosion

Corrosión por CO2 Antecedentes: Primeros Casos: Texas, USA 1947 pozos de gas El término “CO2 Corrosion” - también llamado “corrosión dulce” - se ha usado por mas de 20 años Fenómeno relativamente nuevo

Características típicas de los pozos con corrosión por CO2: ü Profundidad y Presión ü Vida útil del equipamiento muy corta (aprox. 1 año) ü Altos costos de producción

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Corrosión por CO2 Mecanismo propuesto: H2O + CO2 <===> H2CO3 (disolucion; ácido carbonico) H2CO3 <===> H+ + HCO3- (disociación; ion bicarbonato) H2CO3 + e- <===> H + HCO3- (reacción catódica 1) 2 H <===> H2 (reacción catódica 2) El acero es atacado de la siguiente forma: Fe <===> Fe 2+ + 2e(reacción anódica; disolución del metal) Reacción general: Fe + (H2CO3)2<===> FeCO3 + H2CO3 (carbonato de hierro; productos de corrosión) Efecto del CO2 – (Ref.: NACE Corrosion 95, 128) Corrosión en la Industria del Petróleo y el Gas

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Corrosión por CO2 Tipos: Picado (Pitting corrosion): ü Generalmente ocurre en zonas estancas o de muy bajo flujo. Se desarrolla a una velocidad muy elevada y no hay reglas establecidas de predicción

Meseta (Mesa attack): ü Una forma de corrosión localizada que se desarrolla en zonas de flujo intermedio en temperaturas a las cuales se desarrolla un film protector pero el mismo no es estable. La morfología es de fondo chato y bordes filosos.

Corrosión localizada inducida por flujo (FILC): ü Se desarrolla en ambientes con velocodades de flujo importantes. La corrosión se incia en “pits” o zonas de turbulencia.

Corrosión generalizada: ü Pérdida de material uniforme. Es el caso mas benigno. Corrosión en la Industria del Petróleo y el Gas

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Corrosión por CO2 Picado: ü Puede ocurrir en un rango variado de temperaturas ü En condiciones de flujo moderado o de fluido estanco ü Es muy común a elevadas presiones parciales de CO2 ü En pozos de gas ocurre generalmente a la temperatura del “dew point” ü No hay reglas simples para predecir ocurrencia.

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Corrosión por CO2 Corrosión tipo “Meseta”: ü Ocurre en condiciones de flujo medio (no hay estanqueidad pero tampoco altas velocidades) y a una Temperatura > 60 °C. ü Forma típica: daño localizado de fondo plano y bordes filosos. ü Es comun en zonas en donde el “scale” se rompe fácilmente.

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Corrosión por CO2 Corrosión localizada inducida por flujo (FILC): ü Generalmente ocurre en condiciones de flujo importante. ü Se inicia en un pit existente (o un obstáculo existente) y se propaga por efecto del flujo.

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Corrosión por CO2 Criterio NACE: Corrosión generalizada: Baja: Moderada: Alta: Severa:

menor a 0.1 mpy entre 1.0 y 4.9 mpy entre 5.0 y 10.0 mpy mayor a 10.0

Corrosión localizada: Baja: Moderada: Alta: Severa:

menor a 5.0 mpy entre 5.0 y 7.9 mpy entre 8.0 y 15.0 mpy mayor a 15.0

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Corrosión por CO2 Criterio de decisión en el diseño: Corrosión Uniforme: ü Aceptable cuando es inferior a 0.1 mm/año (de acuerdo a NACE es Severa cuando > 0.25 mm/año) ü Valores entre 0.1 - 1 mm/año, la decisión a tomar dependerá de: La vida útil requerida La posibilidad de contar con sobreespesor Posibilidades de inspección, montaje de cupones, reparación y limpieza Consecuencias económicas de la falla

Corrosión Localizada nunca es aceptable

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Corrosión por CO2 Influencia de los Cloruros:

Se cree que el mecanismo consiste en interferir con la formación de un film protector compuesto por productos de corrosión

8 Vcorr (mm/y)

La presencia de Cl- incrementa la velocidad de corrosión en aceros con bajo contenido de Cr.

1% Cr 2% Cr 13% Cr

6 4 2 0

1

10

100 -

10 3 10 4

Cl (ppm)

10 5

Condiciones de Autoclave: 43 psi CO2, 150°C, 2.5 m/s, 96 Hs

Fuente: “NKK - Material Selection guide book for OCTG”

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Corrosión por CO2 Influencia de la Temperatura:

A temperaturas mas elevadas es posible la formación de incrustaciones beneficiosas.

3 bar CO2

1 bar CO2

0.3 bar CO2

0.1 bar CO2

15 C. rate (mm/y)

A 70-80 °C se tiene la máxima solubilidad de FeCO3 en agua con lo cual, menor cantidad de carbonato precipita y no se forma film protector.

10 5 0 30

50

70

90

110

130

Tem p (°C)

IMPORTANTE: las incrustaciones también pueden generar corrosión bajo depósito. Fuente “Trabajo de Investigación para Shell” de Waard C., Lotz U. and Milliams D. E. Corrosión en la Industria del Petróleo y el Gas

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Corrosión por CO2 Influencia del Cromo: El agregado de Cr incrementa la resistencia al pitting y a la corrosión generalizada. Se cree que la presencia de Cr fortalece la resistencia mecánica del film generado por los productos de la corrosión.

C. rate (mm/y)

Localized

General

8 7 6 5 4 3 2 1 0 0.1

0.5

%Cr

1

1.8

Fuente “Flow Velocity Effect on Carbon Steel CO2 Corrosion using a Dynamic Field Tester” José R. Vera, Alfredo Viloria y Marta Castillo (INTEVEP); Akío Ikeda y Masakatu Ueda (SUMITOMO METALS). Corrosión en la Industria del Petróleo y el Gas

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Corrosión por CO2 Influencia del pH: A igual temperatura y pCO2 un incremento en el PH disminuye la velocidad de corrosión.

FeCO3 Solub. (ppm)

100

El PH es un factor preponderante del ambiente ya que H+ directamente ataca al metal.

10 1 0.1 0.01 0.001

4.5

5

5.5

pH

6

6.5

7

El pH Influencia la solubilidad del FeCO3 en el agua

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Corrosión por CO2 Influencia de la velocidad del flujo:

El mecanismo de corrosión erosión está relacionado con la remoción de los productos de corrosión debido al impacto de las partículas del fluido

10 Vcorr (mm/y)

El efecto de la velocidad de flujo en el proceso corrosivo está fuertemente influenciado por el contenido de Cr del acero

8 L.C. G.C.

6 4 2 0 5

10

15

20

25

30

35

40

Vs (m/s)

Fuente “Flow Velocity Effect on Carbon Steel CO2 Corrosion using a Dynamic Field Tester” José R. Vera, Alfredo Viloria y Marta Castillo (INTEVEP); Akío Ikeda y Masakatu Ueda (SUMITOMO METALS). Corrosión en la Industria del Petróleo y el Gas

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Corrosión por CO2 Influencia de la velocidad del flujo: Bulk flow: 2 m/s

Lugares en propensos a altas velocidades de flujo: ü Codos ü Derivación “T” ü Area “J” ü Deposiciones ü Soldaduras Las altas velocidades de flujo: ü Superan la tensión de corte límite de los productos de corrosión ü Favorecen la re-disolución

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Disrupted flow: up to 300 m/s

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Corrosión por CO2 Evaluación de la presión parcial: El parámetro mas comunmente utilizado para evaluar la corrosión por CO2 es la presión parcial de este gas: ppCO2 < 7 psi (0,5 bar) 7 psi (0,5 bar) < ppCO2 < 30 psi (2 bar) Pp CO2 > 30 psi (2 bar)

Poco probable Posible Corrosión

Sin mbargo establecer una pauta de diseño basado en esta regla práctica no es una forma segura de operar.

La evaluación arriba descripta puede ser una buena herramienta para: ü Un primer filtro para seleccionar materiales ü Establecer una valoración cualitativa Corrosión en la Industria del Petróleo y el Gas

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Corrosión por CO2 Pozos de Petróleo: La corrosión mas severa generalmente aparece en el fondo del pozo. CaCO3

El agua de formación está saturada con CaCO3, con lo cual este precipita formando áreas catódicas

FeCO3

CaCO3 FeCO3

FeCO3

Cualquier discontinuidad en la película de CaCO3 inicia una cupla galvánica

Fuente “Prediction of the Risk of CO2 corrosion in Oil and gas Wells” Jean Louis Crolet and M. R. Bonis (ELF AQUITAINE) Corrosión en la Industria del Petróleo y el Gas

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Corrosión por CO2 Pozos de gas: La corrosión generalmente aparece en la parte superior del Tubing

Fondo

La áreas con turbulencia generan fuertes áreas galvánicas, principalemente cerca de la boca del tubing

Superficie Agua de formación

Agua Condensada pH

pH

Baja

Alta

acidez

acidez

Conexiones Premiums con ID del tipo “Flush” presentan una mejor performance

Fuente “Prediction of the Risk of CO2 corrosion in Oil and gas Wells” Jean Louis Crolet and M. R. Bonis (ELF AQUITAINE) Corrosión en la Industria del Petróleo y el Gas

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Corrosión por CO2 Corrosión en Pipelines: La corrosividad del fluido transportado depende de su composición. Los crudos muy pesados suelen actuar como un inhibidor dependiendo de: °API grade, la velocidad del flujo y la relación agua/petróleo. Reglas de Shell para “OIL-WATER PIPELINES”: • “WaterCut” menor que 30% luego: ü Si V < 1 m/s, el agua se decanta y acumula en las zonas bajas. Corrosión es muy probable. ü Si V > 1 m/s, las gotas de agua se emulsionan y el petróleo moja a las paredes del tubo. Corrosión poco probable.

• “WaterCut” mayor que 30% luego: ü El agua se encuentra en fase contínua y moja indefectiblemente al acero. Corrosión muy probable.

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Corrosión por CO2 Corrosión en Pipelines: Referencia de Howard EnDean (Gulf, Champion Chemicals) para “GAS-WATER PIPELINES”: • Corrosión es muy probable en todas las líneas de gas con presencia de agua. • El ataque es esperado en áreas en donde el agua tiende a acumularse. • De acuerdo a la Velocidad del fluido podemos decir: ü ü ü ü

V < 2.3 m/s: Agua se acumula en lugares bajos. 2.3 m/s < V < 4.6 m/s: Agua se acumula en pendientes. 4.6 m/s < V < 7.6 m/s: Agua moja las paredes del tubo. V > 7.6 m/s: agua en forma de spray. Corrosión.

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Contenido Conceptos básicos de Corrosión Corrosión por CO2 Corrosión por SH2 Corrosión por Micro-organismos Selección de Materiales Optimización de Materiales en Campo Uniones

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Corrosión por H2S Origen del SH2:

H2S en el gas del reservorio, disuelto en el agua de formación

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H2S debido a la actividad de las bacterias sulfato reductoras (BSR)

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Corrosión por H2S Cambios en el Yacimiento: Corrosión MIC

“SOURING RESERVOIR”

3000 ppmH2S Año 1998 ppmH2S Año 2001

ppm de H2S

2500 2000

Promedio H2S año 1998= 146.3 ppm Promedio H2S año 2001= 385.7 ppm

1500 1000 500 0

Identificación de los Pozos Corrosión en la Industria del Petróleo y el Gas

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Corrosión por H2S Bacterias Sulfato reductoras Salida Inyeccion

Cambios en el Yacimiento:

Frascos (+) 6 5 4 3 2 1 0

“SOURING RESERVOIR”

1= 0-10 Col/ml. 2= 10-100 Col/ml. 3= 100-1000 Col/ml. 4= 1000-10000 Col/ml.

S U L F H ID R IC O E N A G U A PPM

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26-Nov-98

17-Sep-98

9-Jul-98

28-Abr-98

3-Feb-98

4-Nov-97

5-Ago-97

12-Jun-97

24-Abr-97

18-Mar-97

21-Nov-95

6-Sep-95

18-Jul-95

30-May-95

12-Abr-95

21-Feb-95

3-Ene-95

1.80 1.60 1.40 1.20 1.00 0.80 0.60 0.40 0.20 0.00

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Corrosión por H2S Formas típicas: La presencia del H2S transportado con el fluido de producción puede producír diversos daños en los tubos como ser: (-) SEVERA •Corrosión generalizada

•Corrosión localizada (Picado)

•Fisuración bajo tensión σ

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σ (+) SEVERA 24 October 2005 Rodolfo Tapia

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Corrosión por H2S Picado: El Sulfuro de Hidrógeno puede causar fallas por corrosión localizada en forma de picado. La morfología del picado es generalmente de bordes suaves, de poca profundidad (romo).

PIT POR H2S

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Corrosión por H2S Influencia del H2:

B

En ambientes gaseosos A- Difusión de la molécula H2 B- Adsorción física y disociación C- Migración de los adatomos y adsorción química D- Solución E- Difusión por la red cristalina

H2 A C E

H2 C

En ambientes acuosos A- Difusión del protón B- Reducción catódica del protón C- Adsorción química D- Difusión por la red cristalina Corrosión en la Industria del Petróleo y el Gas

D

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H+ A

B e-

D

Fe+ 24 October 2005 Rodolfo Tapia

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Corrosión por H2S Factores involucrados en Fallas Catastróficas:

pH

Temperatura SSC

Tension Aplicada+Residual

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MATERIAL SUSCEPTIBLE

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Corrosión por H2S Fisuración bajo tensión: El Sulfuro de Hidrógeno también puede causar fallas del tipo catastróficas debido a fragilización por Hidrógeno (HE) sobre materiales bajo cargas de tracción (aplicadas o residuales).

σ

σ

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MEDIO: H2S

MEDIO: aire

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σ

σ

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Corrosión por H2S Materiales susceptibles:

Presencia de microestructuras duras, generalmente asociadas a materiales de alta resistencia HRC>22 (SSC). Presencia de trampas para alojar H2, como ser inclusiones elongadas o bandas de segregación en la microestructura (HIC-SWC).

Presión de H2 σ

σ

σ

σ

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Corrosión por H2S Influencia de la Temperatura:

En presencia de H2S, la susceptibilidad a la fisuración disminuye a medida que la temperatura aumenta.

MAXIMA SUSCEPTIBILIDAD A TEMPERATURA AMBIENTE 25°C

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Corrosión por H2S Fisuración sin tensión

HIC-SWC (Fallas)

BLISTERING Corrosión en la Industria del Petróleo y el Gas

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Corrosión por H2S Fisuración: SSC

SOHIC

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