Temaii.parte 1. Corrosion Por Co2, H2s, Oxigeno.pdf

REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA “ANTONIO JOSÉ DE SUCRE” VICERRECTORADO PUERTO ORDAZ CENTRO DE ESTUDIOS DE CORROSION Y BIOMATERIALES

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TEMA II. MECANISMOS DE DEGRADACIÓN EN LA INDUSTRIA PETROLERA

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CORROSIÓN EN LA INDUSTRIA PETROLERA Los efectos de la corrosión sobre instalaciones y equipos industriales produce anualmente pérdidas que llegan a cifras muy importantes: en los países industrializados se ha valorado en el 3% del PBI. De todas las fallas que ocurren en las operaciones de la industria del gas y del petróleo LA MÁS IMPORTANTE ES LA CORROSIÓN CON EL 63% DE LOS CASOS.

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CORROSION EN LA INDUSTRIA DEL PETROLEO

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CORROSION EN LA INDUSTRIA DEL PETROLEO

 En la industria petrolera y de gas, el proceso de corrosión puede ocurrir en cualquier parte de un sistema de producción, desde el fondo del pozo hasta, el equipo que se utiliza para la venta de gas y petróleo, inclusive en los procesos de refinación del petróleo y procesamiento del gas

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FALLAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA

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A nivel mundial, el 63 % de las fallas en las tuberías de transporte de Gas Natural y/o Crudo es causado por corrosión. • 50 % Corrosión interna

• 13 % Corrosión externa

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TIPOS DE CORROSION MAS COMUNES EN LA INDUSTRIA PETROLERA

• Corrosión General • Corrosión por CO2, O2 NORMA API 571 MECANISMOS DE • Corrosión por H2S: DAÑO. VER PAG 9 Y EJM 106 – Generalizada – Agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) – Agrietamiento por corrosión bajo tensión(SCC) – Ampollamiento por Hidrógeno • Ataque relacionado con la Velocidad/Flujo – Erosión, Erosión-corrosión, Cavitación • Corrosión Galvánica • Corrosión Bajo Depósitos o Hendidura • Corrosión Picadura • Corrosión Inducida Microbiológicamente (MIC) • Corrosión Fatiga • Corrosión en Soldaduras Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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TIPOS DE CORROSION MAS COMUNES EN LA INDUSTRIA PETROLERA TIPOS DE FALLAS

%

Por CO2

28

Por H2S

18

En Soldaduras

18

Picaduras

12

Corrosión-Erosión

9

Galvánica

6

Corrosión en Espacios Confinados

3

Impacto

3

Corrosión bajo Tensión

3

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CORROSION EN LA INDUSTRIA DEL PETROLEO Y GAS • La corrosión en la industria petrolera depende principalmente de: – – – – – – –

• Presencia de Agua • Sales • Dióxido de Carbono (CO2) • Sulfuro de hidrógeno (H2S). • Oxígeno • Bacterias pH Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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VIDEO IMPACTO DE LA CORROSION INTERNA Y EXTERNA EN TUBERIAS

‘

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Mecanismos de Corrosión Corrosión General • Corrosión que se distribuye más o menos uniformemente sobre la superficie de un material .

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Mecanismos de Corrosión Corrosión Localizada • Principales características: pequeña área local sobre el metal sufre corrosión rápida mientras que el resto de la superficie experimenta sólo corrosión menor o está libre de corrosión. • Muchas formas (picaduras, aireación diferencial, bajo depósitos.) Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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TIPOS DE CORROSION MAS COMUNES EN LA INDUSTRIA PETROLERA • • • •

• • • • • •

Corrosión General Corrosión por CO2, NORMA API 571 MECANISMOS DE Corrosión por O2 DAÑO. VER PAG 9 Y EJM 106 Corrosión por H2S: – Generalizada – Agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) – Agrietamiento por corrosión bajo tensión(SCC) – Ampollamiento por Hidrógeno Ataque relacionado con la Velocidad/Flujo – Erosión, Erosión-corrosión, Cavitación Corrosión Picadura Bajo Depósitos o Hendidura Corrosión Galvánica Corrosión Inducida Microbiológicamente (MIC) Corrosión Fatiga Corrosión en Soldaduras Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

CORROSIÓN POR CO2

MECANISMOS DE DEGRADACIÓN EN LA INDUSTRIA PETROLERA:

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CORROSIÓN POR CO2 y H2S

El CO2 y el H2S son las especies corrosivas más importantes y contra las cuales es necesario emplear diversos métodos para el control de corrosión. Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

Producción

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CORROSION POR CO2

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CONTENIDO:  Conceptos generales de la Corrosión por CO2  Morfología de daño  Influencia de los diferentes parámetros  Predicción de ocurrencia  Materiales y su comportamiento  Prevención

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CORROSIÓN POR DIOXIDO DE CARBONO CO2 AL DISOLVERSE EN EL AGUA el CO2, FLUIDO ALTAMENTE CORROSIVO.

AGUA, SU ORIGEN : a)Agua de la formación en las arenas productoras. b) Gas saturado con vapor de agua y condensar en un pto. de la tubería por cambios de presión y temperatura del fluido al moverse hacia la superficie. Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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Dióxido de Carbono (CO2)  Gas inodoro e incoloro, presente en casi todo gas natural, si hay el agua por la condensación del gas, el CO2 se disuelve y se vuelve muy corrosivo, formando ácido carbónico (H2CO3)

CO2 + H2O →

H2CO3

 Cuando se forma el ácido carbónico, el pH del agua en el sistema disminuye (se crean condiciones ácidas y aumenta la concentración de H+) y se incrementa la velocidad de corrosión. Fe →Fe+2 +2e2H+ + 2e- →H2  Algunos de los factores que determinan la solubilidad del CO2 son la presión, la temperatura y la composición del agua Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

CORROSION POR CO2

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EL MECANISMO bajo el cual opera se puede subdividir en las siguientes etapas

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Etapa I: El CO2 se disuelve en presencia de agua para formar ácido carbónico, el cual se disocia en dos etapas: la formación de iones Bicarbonatos y la subsecuente formación de iones carbonatos: CO2 + H2O ↔ H2CO3

(1)

H2CO3 ↔ H+ + HCO3-

(2)

HCO3- ↔ CO3-2 + H+

(3)

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EL MECANISMO DE LA CORROSION POR CO2 ETAPA II: En esta etapa ocurren dos reacciones simultaneas: la disociación (oxidación) del hierro en la Inter cara metal electrolito,

Reacción Anódica Fe ↔ Fe2+ + 2e-

(4)

Y la combinación de los electrones producidos durante la reacción con el Ion bicarbonato producido en la ecuación 2, también en la Inter cara metal electrolito.

Reacción Catódica

2HCO3- + 2e- ↔ 2CO3-2 + H2

(5)

ETAPA III: La combinación de los iones carbonatos producido en las ecuaciones (3) y (5 ) con el Ion ferroso de la reacción (4) para formar CARBONATO DE HIERRO.

Fe2++ CO3-2 ↔ FeCO3 Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

(6)

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Ataque de un tubing por CO2

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MORFOLOGÍA DE LA CORROSIÓN POR CO2: Dos: Corrosión Uniforme  Corrosión localizada: picaduras. Corrosión Uniforme Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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MORFOLOGÍA DE LA CORROSIÓN LOCALIZADA POR CO2 • PICADURAS: forma Redonda, Profunda. Paredes Empinadas y Bordes Afilados. Bases de las Picaduras presentan escamas de carbonatos de hierro FeCO3, deposito gris, generado del CO2. Generalmente ocurre en zonas estancas o de muy bajo flujo

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MORFOLOGÍA DE LA CORROSIÓN POR CO2:

•Suelen Interconectarse las picaduras (TIPO GUSANO)

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MORFOLOGÍA DE LA CORROSIÓN POR CO2: EL ATAQUE DE GOTA DE AGUA ocurre en pozos de gas condensado, en áreas donde el agua se condensa sobre la superficie metálica, causando picaduras profundas con colas.

Corrosión por CO2 en acopladores

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MORFOLOGÍA DE LA CORROSIÓN POR CO2: EL ATAQUE TIPO MESA es una forma de corrosión CO2 que ocurre en sistemas de flujo intermedio, y ocurre en las áreas donde la capa de carbonato DE HIERRO NO ES PROTECTORA.

Corrosión por CO2 en varillas de bombeo

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CORROSIÓN POR CO2

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FACTORES CRÍTICOS A. La presion parcial de CO2 y el pH. Un aumento de la Presion parcial de CO2 resulta en una disminucion del pH( mas acido) y por tanto mayor velocidad de corrosion.. B. Al aumentar la temperatura aumenta la velocidad de corrosion hasta un valor y luego disminuye C. Velocidad del Fluido: la turbulencia pueden dañar la capa de FeCO3 y evitar que se vuelva a formar D. Relación volumétrica entre fases E. Presencia de sólidos en el fluido F. Composición química de la tubería: ↑Cr al 12 %.

Corrosión por CO2

PCO2 = 30 Mpa, 435 psi

10

mm/a

VELOCIDAD DE CORROSION

EFECTO DE TEMPERATURA Y PpCO2

5

PCO2 = 0,1 Mpa, 145 psi

50

100

150

200

TEMPERATURA (oC)

250

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CORROSIÓN POR CO2

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• EFECTO DE LA PRESIÓN : A ↑ Pp CO2 ↓ pH debido a q se forma >cantidad de acido carbónico

%CO2 * PT = Pp ( CO2 ) X= ( CO2 ) * PT 100 Pp (CO2) = presión parcial del dióxido de carbono. PT = presión total del sistema CRITERIOS DE CORROSIVIDAD DEL POZO X: fracción molar del CO2 Rango de Presión Parcial de CO2 Psi

Niveles de Corrosión

Menores a 7

Leve

7 < Pp(CO2)<30

Moderada

Mayores a 30

Severa

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CORROSIÓN POR CO2. EFECTO DE LA TEMPERATURA • TIPO 1: CORROSIÓN HOMOGENEA-RANGO DE TEMP ( < 60 C) • TIPO 2: CORROSIÓN LOCALIZADA-RANGO DE TEMP ( aprox. 100 ) • TIPO 3: DESCENSO DE LA CORROSIÓN-RANGO DE TEMP ( aprox. 150 C)

Ikeda y Mukai (1984)

Corrosión - CO2 Efecto de Temperatura

TIPO I. TEMPERATURAS MENORES DE 60 oC CORROSIÓN GENERAL •La disolución del hierro no es muy alta • La capa de FeCO3 formada tiene poca capacidad de adhesión y es fácilmente removida y pasa a la solución .

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Corrosión por CO2 Efecto de Temperatura

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TIPO II. ATAQUE EN FORMA DE PICADURAS TEMPERATURAS DE 70 oC A 100 oC La disolución anódica del Fe y por tanto la velocidad de corrosión alcanzan sus máximos valores. El crecimiento de cristales de carbonato de hierro sobre la superficie del metal ocurre de forma lenta, heterogénea y porosa. FeCO3

SITIOS ANÓDICOS CORROSIÓN POR PICADURAS - MESA SI HAY INFLUENCIA DE LA VELOCIDAD DEL FLUJO. .

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Corrosión por CO2 de tipo II en forma de picaduras

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Corrosión CO2 Efecto de Temperatura TIPO III. TEMPERATURAS MAYORES A 150oC La velocidad de corrosión DISMINUYE debido a la formación de UNA CAPA COMPACTA, ADHERENTE. La velocidad de disolución del hierro y la formación del carbonato de hierro es elevada, de forma tal que la nucleación de los cristales de carbonato de hierro en la superficie del metal es rápida y uniforme. Capa Protectora FeCO3

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Favorecen la precipitación de los carbonatos. -Turbulencia del fluido baja: así el movimiento del fluido no desprende parte de la capa protectora y no deja expuesto el metal al medio corrosivo.

pH básicos: que evitan la disolución de la capa, además implica condiciones idóneas para la presencia de otros carbonatos, como el de calcio que también contribuye a la formación de carbonatos de hierro.

INFLUENCIA DEL pH

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CORROSIÓN POR CO2.

PREVENCIÓN Y CONTROL

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.

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CÁLCULO DE LA VELOCIDAD DE CORROSIÓN POR CO2 la correlación de Waards y Milliams

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El modelo predictivo principal para la determinación de la corrosión por dióxido de carbono se basa en el empleo de la correlación de Waards y Milliams, permite estimar velocidades de corrosión a partir de parámetros operacionales:

Donde: Vcorr = Velocidad de corrosión en mm/año PpCO2 = Presión parcial del CO2 en bar T = Temperatura en K Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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CÁLCULO DE LA VELOCIDAD DE CORROSIÓN POR CO2 la correlación correjida de Waards y Milliams

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TIPOS DE CORROSION MAS COMUNES EN LA INDUSTRIA PETROLERA • • • •

• • • • • •

Corrosión General Corrosión por CO2, NORMA API 571 MECANISMOS DE Corrosión por O2 DAÑO. VER PAG 9 Y EJM 106 Corrosión por H2S: – Generalizada – Agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) – Agrietamiento por corrosión bajo tensión(SCC) – Ampollamiento por Hidrógeno Ataque relacionado con la Velocidad/Flujo – Erosión, Erosión-corrosión, Cavitación Corrosión Picadura Bajo Depósitos o Hendidura Corrosión Galvánica Corrosión Inducida Microbiológicamente (MIC) Corrosión Fatiga Corrosión en Soldaduras Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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EL OXIGENO O2  Gas inodoro e incoloro  Puede encontrarse en los sistemas de gas natural que contengan agua , en circunstancias en las que se introduce oxígeno (O2) y se observan a menudo incrementos significativos en la corrosión general.  El O2 se introduce típicamente en áreas de succión (ej., bombas) donde el aire es arrastrado hacia el equipo de proceso, tratamiento o manejo de gas.  Actúa como agente oxidante (causa oxidación del acero de la tubería) – Incrementa la corrosión general – Puede aumentar las picaduras en presencia de CO2 y H2S  “Método práctico”: las concentraciones mayores de 0.05 ppm (50 ppb) medido en agua se consideran corrosivas.  También se deben considerar los flujos turbulentos en restricciones, codos, etc. que puede acelerar la corrosión por O2.

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La

EL OXIGENO O2

velocidad de corrosión es directamente proporcional a la cantidad de oxígeno disponible en la interface solución/metal. A manera de referencia se puede considerar: 

En el agua estancada aireada y a temperatura ambiente, la velocidad de corrosión, expresada en mm/año, es aproximadamente 20 veces la concentración de oxígeno, expresada en ppb.

 En condiciones de flujo, la velocidad de corrosión, expresada en mm/año, es igual : Flujo Laminar: a la concentración de oxígeno multiplicada por un factor aproximadamente igual a la raíz cuadrada de la velocidad de flujo (m/s) Flujo turbulento: igual a la velocidad de flujo (m/s)

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EL OXIGENO O2 En aguas aireadas con velocidad de flujo superior a 1 m/s y temperatura superior a 30 °C, la Ecuación se puede aplicar para predecir la velocidad de corrosión de aceros al carbono y baja aleación

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EL OXIGENO O2 En aguas desaireada (concentración de oxígeno por debajo de 10 ppb), la velocidad de corrosión de tuberías de acero :

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TIPOS DE CORROSION MAS COMUNES EN LA INDUSTRIA PETROLERA • • • •

• • • • • •

Corrosión General Corrosión por CO2, NORMA API 571 MECANISMOS DE Corrosión por O2 DAÑO. VER PAG 9 Y EJM 10 Corrosión por H2S: – Generalizada – Agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) – Agrietamiento por corrosión bajo tensión(SCC) – Ampollamiento por Hidrógeno Ataque relacionado con la Velocidad/Flujo – Erosión, Erosión-corrosión, Cavitación Corrosión Picadura Bajo Depósitos o Hendidura Corrosión Galvánica Corrosión Inducida Microbiológicamente (MIC) Corrosión Fatiga Corrosión en Soldaduras Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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CORROSIÓN POR SULFURO DE HIDRÓGENO (H2S) • Gas incoloro y venenoso; olor a huevo podrido • A menudo se llama corrosión "ácida" • El H2S es soluble en agua y se comporta como un ácido débil causando un ambiente muy corrosivo y generando picadoras. • Presente en el gas natural; también se forma por la actividad microbiana (bacterias reductoras de sulfato [SRB]).

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CORROSIÓN POR SULFURO DE HIDRÓGENO (H2S)

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Se forma capa negra de sulfuro de hierro (FeS) (productos de corrosión). La corrosión puede ser tanto general como localizada. corrosión general: el producto de corrosión es generalmente delgado, relativamente blando y negro opaco. corrosión localizada: agrietamiento.

picaduras

Común sistemas de transporte de gas y crudo

y

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MORFOLOGIA DE DAÑO

UNA CORROSIÓN EN LA SUPERFICIE donde la interacción metal/ambiente produce una disolución del Fe y se forman productos de corrosión; FeS

UNA DEGRADACIÓN (AGRIETAMIENTO) EN EL VOLUMEN DEL MATERIAL, 1. 2. 3. 4.

Agrietamiento por Corrosión Bajo Tensión en presencia de Sulfuros(SSCC) Agrietamiento Inducido por Hidrogeno (HIC). Agrietamiento Inducido por Hidrogeno orientado por esfuerzos (SOHIC). Ampollamiento por Hidrogeno Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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CORROSIÓN POR SULFURO DE HIDROGENO (H2S)

Absorción de hidrógeno en ambientes ácidos en aceros. Fuente: Asencio K.,Diseño de un Sistema de Monitoreo de Corrosión Interna. 2006

MECANISMO CORROSIÓN POR H2S EN LA SUPERFICIE

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Etapa I: El sulfuro de hidrogeno gaseoso (H2S) se disuelve en agua donde ocurre una doble disociación, proceso que ocurre, según lo siguiente: H2S + H2O →H+ + HS- + H2O HS- + H2O →H+ + S-2 + H2O Etapa II: En esta etapa ocurre, la disolución del hierro en la interface metal/electrolito

Fe → Fe +2 + 2eFe+2 + 2H+ + S-2 + 2e- → FeS + 2

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CARACTERISTICAS DEL PRODUCTO DE CORROSIÓN  El sulfuro de hierro (FeS) producido por esta reacción generalmente se adhiere a las superficies del acero como polvo o incrustación negra.  Este producto de corrosión tiende a causar la aceleración local de la corrosión porque el FeS es catódico para el acero y puede producir picaduras profundas en donde hay roturas en la capa, o donde su formación es incompleta o porosa, generará puntos del metal desnudo que serán atacados  El solido de FeS, cuando no se humecta con hidrocarburos o agua, pueden ser pirofóricos (combustión espontánea) cuando se exponen al aire

CORROSIÓN POR SULFURO DE HIDROGENO (H2S) El grado de protección que proporciona esta capa de FeS sobre el acero varia de acuerdo al tipo de sulfuro de hierro formado, el cual dependerá de las condiciones del sistema, la presión parcial del H2S.

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PREDICCIÓN DE CORROSIÓN POR H2S

Pp(H2S)= Pt X ppm H2S / 1x106 Pt: Presión total del Sistema (Psi) Pp(H2S): Presión Parcial de H2S ppm: Partes por millón

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CORROSIÓN COMBINADA CO2/H2S La presencia de CO2 y H2S en un medio acuoso, es capaz de producir graves daños por corrosión, pero la combinación de los mismos puede acelerar la velocidad de corrosión y la criticidad del daño esperado. Es importante el efecto del H2S en la corrosión por CO2 y su comportamiento, ya que pueden formarse películas de productos de corrosión en forma competitiva entre el Sulfuro de Hierro (FeS) y Carbonato de Hierro (FeCO3), lo que puede acelerar o disminuir la velocidad de corrosión en función de la temperatura, concentración del agente corrosivo y presión. Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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CORROSIÓN COMBINADA CO2/H2S CORRELACIÓN DE KANE

Pp (CO2 ) Pp ( H 2 S )

≥ 200

Pp ( CO2 )

PP ( H 2 S )

< 200

Corrosión por CO2 Corrosión por H2S

Donde: Pp(CO2): presión parcial del CO2 (psi) Pp(H2S): presión parcial del H2S (psi) Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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EFECTO DE LOS GASES CORROSIVOS 25 ºC=76 ºF 5-7 dias 2-5 g/l NaCl <50 ppm HCO3

Mediciones de la velocidad de corrosión del acero al carbono expuesto a diferentes concentración de los gases O2, CO2 y H2S disuelto en el agua, muestran que O2 es alrededor de 80 veces más corrosivo que el CO2 y 400 veces más corrosivo que el H2S. Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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Corrosión en la Industria Petrolera ALGUNOS “TIPS” • CADA ppm DE CO2 DISUELTO EN AGUA PRODUCE 0,5 mpy • CADA ppm DE O2 + CADA ppm DE CO2 PRODUCE 20 mpy • CADA ppm DE O2 + CADA ppm DE H2S PRODUCE 10 mpy

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CASO PRACTICO ANÁLISIS DE FALLA DE LA TUBERÍA DE FLUJO

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INTRODUCCIÓN TUBERÍA DE FLUJO DEL POZO ORS - 62I •Crudo liviano •Tramo afectado (aproximado): 5.30 mts

h 12

FALLA

h9

h3

h6

Orificio, ubicado en la hora 6 (respecto a las manecillas del reloj) de aproximadamente de 0.40 pulgadas.

Sentido de flujo

Detalle Severos daños por corrosión interna

CORROSIÓN POR CO2

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• EFECTO DE LA PRESIÓN : A ↑ Pp CO2 ↓ pH debido a q se forma >cantidad de acido carbónico

%CO2 * PT = Pp ( CO2 ) X= ( CO2 ) * PT 100 Pp (CO2) = presión parcial del dióxido de carbono. PT = presión total del sistema CRITERIOS DE CORROSIVIDAD DEL POZO X: fracción molar del CO2 Rango de Presión Parcial de CO2 Psi

Niveles de Corrosión

Menores a 7

Leve

7 < Pp(CO2)<30

Moderada

Mayores a 30

Severa

= Pp ( CO2 ) X= ( CO2 ) * PT

%CO2 * PT 100

Criterios de corrosividad a) Criterio de Kane

Pp(H2S)= Pt X ppm H2S / 1x106

PpCO2= 3X500/100= 15 Psi PpH2S= 500X10/1x106 = 0,005 Psi

PpCO2 〉 200 PpH 2 S

Corrosión por CO2

PpCO2 〈 200 PpH 2 S

Corrosión por H2S

Kane:

15 Psi/0,005 Psi= 300

b) Criterio presiones parciales de CO2 PpCO2 (psi)

Velocidad de corrosión

menor 7

Baja

entre 7 y 14

Leve

entre 14 y 30

Moderada

mayores 30

Severa

Corrosión por CO2 predominante y es Moderada

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INSPECCIÓN VISUAL ZONAS DE LA FALLA EN LA TUBERÍA DE LÍNEA DEL POZO ORS 62-I

Cara externa, dos picaduras.

Cara interna, coalescencia de las picaduras y formación de la picadura pasante.

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INSPECCION CON LUPA ESTEREOSCOPICA 60x Zona de falla A

Se observan picaduras en toda la extensión de la superficie.

B

Se evidencia penetración de picadura en espesor de tubería.

la la el la

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INSPECCION CON LUPA ESTEREOSCOPICA 60x Superficie interna de la tubería lejos de la picadura pasante Corrosión localizada y productos de corrosión (zonas blancas). A

B

Numerosas picaduras y presencia de canales orientados en la dirección del flujo.

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MICROSCOPIA ÓPTICA

100X

Nital

Microestructura típica de los aceros al carbono. Fase Blanca (ferrita), fase oscura (perlita). Correspondiente a aceros API 5L grado B para la fabricación de tuberías de línea de flujo. Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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COMPOSICION QUIMICA

Composición química correspondiente a aceros API 5L grado B

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CONCLUSIONES 

La falla ocurrida en la línea del pozo fue a consecuencia del mecanismo de corrosión por CO2.



El mecanismo de Corrosión por CO2 en conjunto con erosion fue influenciado

progresivamente

por

los

factores

corrosivos,

como

consecuencia la formación de picaduras y disminución del espesor de pared de la tubería. 

De los resultados obtenidos tanto por los análisis metalográficos, se puede decir que la microestructura del acero de la tubería grado B se corresponde según la norma API 5L.

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RECOMENDACIONES 1) Iniciar un programa de protección contra la corrosión mediante la inyección de química anticorrosiva. 2) Verificar que se realicen periódicamente las mediciones de los parámetros CO2 (%) y H2S (ppm), influyentes en el proceso de corrosión.

3) Reemplazar los tramos de tubería y usar inhibidores acorde a la criticidad de las líneas de flujo.

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CORROSIÓN LOCALIZADA POR SULFURO DE HIDROGENO (H2S) Además de corrosión generalizada por H2S se pueden presentar otros CUATRO TIPOS DE CORROSIÓN LOCALIZADA por H2S que se manifiestan como : 1. Agrietamiento Inducido por Hidrogeno (HIC). 2. Agrietamiento Inducido por Hidrogeno orientado por esfuerzos (SOHIC). 3. Agrietamiento por Corrosión Bajo Tensión en presencia de Sulfuros(SSCC). 4. Ampollamiento por Hidrogeno Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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CORROSIÓN LOCALIZADA POR SULFURO DE HIDROGENO (H2S) En estos tipos de corrosión el hidrogeno desprendido de la reacción catódica se desplaza dentro del material y se aloja en las imperfecciones que este pueda tener, bien sea desde su proceso de fabricación o por alguna deformación producida en el momento de instalación del equipo. La diferencia fundamental entre estos tipos de corrosión es que una se produce en presencia de esfuerzos (SSCC) y la otro no (HIC) Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

CORROSIÓN POR SULFURO DE HIDROGENO (H2S)

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Absorción de hidrógeno en ambientes ácidos en aceros. Fuente: Asencio K.,Diseño de un Sistema de Monitoreo de Corrosión Interna. 2006

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1. Agrietamiento Inducido por Hidrógeno (HIC) • El Hidrógeno en el acero reduce la ductilidad tensil y causa fallas prematuras bajo cargas estáticas. • Solamente unas pocas partes por millón de hidrógeno son necesarias para fragilizar al acero. Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

CORROSIÓN LOCALIZADA POR SULFURO DE HIDROGENO (H2S)

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1.- AGRIETAMIENTO INDUCIDO POR HIDRÓGENO (HIC)

Nucleación de microgrietas por hidrógeno molecular acumulado Hidrógeno atómico difunde a través de la red cristalina y al unirse produciendo forma H2 agrietamiento. Este tipo de ataque es promovido por pH ácidos, temp entre 50° y 95°F trabajo en frio, presiones parciales de H2S > 0,015 psi. Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

1. Agrietamiento Inducido por Hidrógeno (HIC) CONDICIONES DE APARICION: las condiciones de PpH2S, T y pH a partir de las cuales se puede iniciar la corrosión escalonada HIC : PpH2S > 1,45 psi (0,01 MPa); T < 80°C; pH en–sitio < 6. En el caso de fluidos que contienen CO2 y H2S, aplican los siguientes límites: - PpH2S > 1,45 psi (0,01 MPa) si PpCO2 < 7,25 psi -PpH2S > 0,1107 – 0,0214 * PpCO2 (bar), si 7,25 < PpCO2 < 72,5 psi -PpH2S > 0,05 psi (0,00035 MPa), si PpCO2 > 72,5 psi

HIC

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HIC

Grietas escalonadas paralelas a la superficie

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Agrietamiento Inducido por Hidrógeno

Agrietamiento Inducido por Hidrógeno

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• Mecanismo Básico

H2(gas) Adsorción química disociativa Adsorción Física

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Agrietamiento Inducido por Hidrógeno • Mecanismo Básico

H2(gas)

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En tales regiones donde se acumula hidrógeno molecular, el movimiento de las dislocaciones es obstaculizado por el hidrógeno disuelto y se crean las condiciones necesarias para la nucleación de microgrietas Difusión de  las cuales se PROPAGAN Hidrógenointernamente en el metal

debido a las grandes presiones ⇒ se inicia el proceso de fractura.  No requiere esfuerzo externo aplicado Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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OTROS TIPOS DE CORROSIÓN POR H2S

AGRIETAMIENTO INDUCIDO POR HIDRÓGENO BAJO ESFUERZOS (SOHIC)

2.-

Similar a hic, solo que con esfuerzos externos aplicados.

OTROS TIPOS DE CORROSIÓN POR H2S 3.- CORROSIÓN SULFUROS (SSC)

BAJO

TENSIÓN

AGRIETAMIENTO DE UN MATERIAL POR LA ACCIÓN COMBINADA DE ESFUERZOS DE TENSIÓN Y EN PRESENCIA DE AGUA Y H2S. PRESIÓN PARCIAL DE H2S MAYOR O IGUAL A 0,05 psia DUREZA SUPERIOR A 22 HRC

EN

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PRESENCIA

DE

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OTROS TIPOS DE CORROSIÓN POR H2S 3.- CORROSIÓN SULFUROS (SSC)

BAJO

TENSIÓN

Depende de factores, como: Temperatura, presión parcial de H2S, velocidad del fluido y pH de la solución.  Por otra parte, las características intrínsecas del material, tales como la composición química, las propiedades mecánicas y la microestructura tienen también un efecto importante.

EN

PRESENCIA

DE

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CORROSIÓN BAJO TENSIÓN EN PRESENCIA DE SULFUROS (SSC)

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FALLA POR CORROSIÓN BAJO TENSION

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FALLA POR CORROSIÓN BAJO TENSION UN CASING

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CORROSIÓN BAJO TENSIÓN

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Tabla 6.1.- Combinaciones Ambiente – Aleación que producen Corrosión Bajo Tensión. SUSTANCIA QUIMICA

ALEACION

ASPECTOS ESPECIALES

Oxígeno O2

Aleaciones de Cu

Depende de la concentración de O2.

H2S

Muchas aleaciones

Fuentes: Bacterias anaeróbicas, Descomposición de productos orgánicos.

Oxidos de Nitrógeno

Aceros al carbono Aleaciones de Cu

Los óxidos producen HNO3 y nitratos.

CO o humedad

CO2

Amoníaco

más Aceros al carbono

-------------

Aleaciones de Cu

-------------

Compuestos de As y Muchas aleaciones Sb

Contenidos en insecticidas y otros aerosoles.

SO2

Aleaciones de Cu

El SO2 produce H2SO3 y H2SO4

Cl- + humedad

Aleaciones de Al, Ti, aceros de Exposición marina. altos esfuerzos o inoxidables.

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FACTORES QUE FAVORECEN LA CORROSIÓN BAJO TENSION POR H2S

NACE MR 01752000 Concentración de H2S y presión total Contenido de agua libre pH del medio Temperatura Esfuerzos de tensión aplicados y residuales Tiempo Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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CORROSIÓN POR H2S. NACE MR0175

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Prediccion de ocurrencia

Nos permite estimar si habrá fallas por corrosión por H2S. Componentes de equipos expuestos a ambientes ácidos , segun norma fluidos que contienen H2S en cantidades por encima de 0,05 psia de su presión parcial

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EJERCICIO.

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PUNTO A DE LA FIGURA ANTERIOR

 Supongamos que tenemos un fluido con 0.01 mol %H2S a una presión total del sistema de 1000 psi, entonces la presión parcial de  Pp H2S = Pt.XH2S = 1000x0.0001= 0.10psia,  la cual esta por encima de los 0.05 psia de la norma y estaría representado por el punto A de la Figura o sea en zona susceptible a fallar por corrosión por H2S Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

NACE MR0175-2000. CORROSIÓN POR H2S. Sistemas Multifásicos

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Corrosión Bajo Tensión

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CORROSIÓN BAJO TENSIÓN

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EVIDENCIA MICROSCÓPICA

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MECANISMO

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Una vez iniciada la grieta, la punta de la misma avanza y, la corrosión ocurre más rápidamente en esta zona, ya que es muy inestable y los átomos del metal tienden a disolverse. Debido a que los bordes de granos son muy susceptibles a corroerse, motivado a muchos factores, la grieta tiende a propagarse intergranularmente hasta que el material o pieza falla completamente.

El esfuerzo en la base o punta de una picadura, por ejemplo, es mucho mayor que el aplicado exteriormente, multiplicado por un factor que depende de la geometría de la picadura Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

PREVENCION

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Consideraciones de diseño contra la Corrosión Bajo Tensión

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METODOS DE PREVENCION

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 Uso de acero limpio, eliminar poros, microgrietas, huecos  Uso de recubrimientos. Estos pueden ser metálicos, inorgánicos y orgánicos. (El hidrógeno difunde poco o nada a través de esos recubrimientos).  Uso de inhibidores. Estos inhibidores reducen la velocidad de corrosión y de allí la reducción del hidrógeno.  Eliminación de sulfuros, compuestos arsénicos, cianuros y compuestos de fósforo, del ambiente. Estos compuestos tienen la tendencia a promover la formación de H2S(gas).  Sustitución por aleaciones más resistentes. Aceros de alto contenido en níquel y aleaciones de base níquel tienen velocidades de difusión de hidrógeno muy bajas. Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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AMPOLLAMIENTO INDUCIDO POR HIDRÓGENO  Puede ser visto como un caso especial de fragilización por hidrógeno.

El fenómeno de ampollamiento tiene como origen, la recombinación del hidrógeno (2H+ + 2e- ⇒ 2H2) cerca de la superficie del material metálico, produciendo deformación de la misma con forma de ampolla.  El ampollamiento es mas común en aleaciones o metales de baja resistencia que han sido expuestos a condiciones de carga de hidrógeno. Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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CORROSIÓN POR SULFURO DE HIDROGENO (H2S)

Absorción de hidrógeno en ambientes ácidos en aceros. Fuente: Asencio K.,Diseño de un Sistema de Monitoreo de Corrosión Interna. 2006

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AMPOLLAMIENTO INDUCIDO POR HIDRÓGENO

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Ampollamiento Inducido por Hidrógeno • Mecanismo Básico

H2(gas)

Adsorción Física

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Ampollamiento Inducido por Hidrógeno

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• Mecanismo Básico H2(gas)

Adsorción Química Disociativa

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Ampollamiento Inducido por Hidrógeno • Mecanismo Básico

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H2(gas)

Difusión de Hidrógeno

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Ampollamiento Inducido por Hidrógeno • Mecanismo Básico H2(gas)

Formación de Ampollas

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Ampollamiento Inducido por Hidrógeno • PREVENCIÓN – Fenómeno superficial – Fuente: Hidrógeno absorbido del ambiente. – Minimizar Hidrógeno en la superficie • Inhibidores de Corrosión • Evitar protección catódica y acoples galvánicos. Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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Ampollamiento Inducido por Hidrógeno  Uso de aceros con bajos niveles de impurezas (sulfuros y fosfuros).  Modificación del ambiente para reducir la cantidad de hidrógeno.  Utilizar recubrimientos que sean compactos y poco porosos.  Empleo de inhibidores de corrosión.  Evitar el exceso de protección catódica o sobreprotección, ya que esta conlleva a la reducción de los iones de hidrogeno y a la formación de hidrogeno atómico.  Usar prácticas adecuadas durante la soldadura. Prof. Dra. Linda Gil. UNEXPO

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Consideraciones Finales de la Corrosion por H2S

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