2. Mecanismo Corrosion Interna x3 - 2013

Evaluación y Control del Mecanismo Corrosión Interna en Flowlines y Pipelines

GIE PERÚ S.A.C. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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13 y 14 de Agosto de 2013 - Lima

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Contenido de la Presentación

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INTRODUCCIÓN A CORROSIÓN INTERNA

IDENTIFICACIÓN DE MECANISMOS DE CORROSIÓN INTERNA

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Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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ACTIVIDADESDE MITIGACIÓN

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ACTIVIDADES DE MONITOREO


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ACTIVIDADESDE MITIGACIÓN

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Corrosión Interna DS 081/2007 TÍTULO IV CONTROL DE CORROSION Artículo 57°.- Protección contra la corrosión interior Se deberá establecer una política de control de corrosión interna de las tuberías y equipamiento que incluya algunas de las siguientes medidas que no afecten el medio ambiente de acuerdo acuerdo a estudios técnicos que lo sustenten: a) Limpieza interna del Ducto mediante Raspatubos. b) Uso de inhibidores de corrosión. c) Uso de biocidas. d) Drenaje del agua contenida en el Ducto. e) Inspecciones de las tuberías del Ducto con Raspatubos inteligentes, dentro de los cinco (5) primeros años de iniciada la operación. De acuerdo a los resultados que se obtengan, se definirá la frecuencia de las futuras inspecciones, la misma que será aprobada por OSINERGMIN, y no podrán exceder de cinco (05) años. Se exceptúa a los Ductos menores que 4 pulgadas de la instalación de sistema para Raspatubos inteligentes. f) Uso de revestimiento interno en la tubería. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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Fundamentos de Corrosión Interna Proceso Electroquímico Condición necesaria para que se lleve a cabo la corrosión Electrolito

Ánodo

Cátodo

Contacto Metálico


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Ejemplos Corrosión Interna


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Corrosión Interna DS 081/2007 TÍTULO IV CONTROL DE CORROSION Artículo 57°.- Protección contra la corrosión interior Se deberá establecer una política de control de corrosión interna de las tuberías y equipamiento que incluya algunas de las siguientes medidas que no afecten el medio ambiente de acuerdo acuerdo a estudios técnicos que lo sustenten: a) Limpieza interna del Ducto mediante Raspatubos. b) Uso de inhibidores de corrosión. c) Uso de biocidas. d) Drenaje del agua contenida en el Ducto. e) Inspecciones de las tuberías del Ducto con Raspatubos inteligentes, dentro de los cinco (5) primeros años de iniciada la operación. De acuerdo a los resultados que se obtengan, se definirá la frecuencia de las futuras inspecciones, la misma que será aprobada por OSINERGMIN, y no podrán exceder de cinco (05) años. Se exceptúa a los Ductos menores que 4 pulgadas de la instalación de sistema para Raspatubos inteligentes. f) Uso de revestimiento interno en la tubería. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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Fundamentos de Corrosión Interna Proceso Electroquímico Condición necesaria para que se lleve a cabo la corrosión Electrolito

Ánodo

Cátodo

Contacto Metálico


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Ejemplos Corrosión Interna


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Evaluación, estudio e Investigación de la existencia de Corrosión Interna Existe corrosión interna? Dónde? Cuán Severa? Cuál es la causa de corrosión? Se está mitigando? Es adecuada la reducción de riesgo? Que puedo hacer para controlarla? Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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Contenido de la Presentación •


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ACTIVIDADESDE MONITOREO


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ACTIVIDADES DE MITIGACIÓN

Metodologíasde Inspección ILI e ICDA

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Variables Ambientales Ambient ales “ Para que haya Corrosión Interna debe necesariamente existir H2O liquida en el sistema”

Variables - Contenido de H2O, vapor de agua - Temperatura - pH – agresividad del electrolito - CO2 - H2S - O2 - Hidrocarburos - Presencia de Bacterias - Régimen de Flujo Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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Mecanismos de Corrosión Interna Mecanismos de Corrosión Interna

Variables fundamentales

Corrosión por CO2

Presión parcial del CO 2 en el gas Ph del electrolito Temperatura y presión de operación Condiciones Condiciones operativas

Corrosión por H2S

Presión parcial del H 2S en el gas Ph del electrolito Temperatura y presión de operación Condiciones Condiciones operativas

Corrosión por O2

Presión parcial de O 2 Aireación de la solución Condiciones Condiciones operativas


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Mecanismos de Corrosión Interna Mecanismos de Corrosión Interna Corrosión inducida por microorganismos (MIC)

Variables fundamentales Presencia de Bacterias Presencia de sulfatos Velocidad de Flujo Condiciones Condiciones operativas

Erosión- Corrosión

Presión parcial de gases corrosivos Ph del electrolito Temperatura y presión de operación Velocidad de flujo

Erosión y erosión-corrosión bajo la presencia de sólidos

Presencia de sólidos Presión parcial de gases corrosivos Ph del electrolito Temperatura y presión de operación Velocidad de flujo


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Variables Ambientales - Identificación de Mecanismos de Corrosión Interna

Contenido de Agua Líquida Para que se presente corrosión interna debe necesariamente determinarse la existencia de agua en el sistema. La definición de las condiciones de flujo y particularmente los lugares donde el agua pueda acumularse son fundamentales para establecer los sitios donde pueda iniciarse el proceso corrosivo.


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Contenido de Agua Líquida

Ej., en los sistemas donde se transportan muy bajos niveles de agua (menos del 1 % en volumen) existe baja probabilidad de fallas por corrosión interna. Analizar la posibilidad de acumulación de líquido en las zonas bajas. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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Variables Ambientales - Identificación de MecanismosVariables de Corrosión Ambientales Interna

Presencia de Vapor de Agua El vapor de agua no influye en el desarrollo del mecanismo corrosión interna

El mismo debe mantenerse en fase vapor, condensación.

evitando

su

Formas de eliminarlo: Mediante tratamientos químicos:Trietilenglicol

(TEG) o dietilenglicol (DEG)


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Temperatura del Fluido A medida que se incrementa la temperatura aumenta la velocidad de corrosión. Como regla general, por cada 10°C de incremento en la temperatura de operación la velocidad de corrosión se duplica. Consideraciones:

la solubilidad de los gases disueltos disminuye con la temperatura (disminuye corrosividad) • Puede elevar un gas sobre su punto de rocío del agua (disminuye la corrosividad) •


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Temperatura del Fluido Aprox 70°C: c omienza a formarse una película relativamente continua y estable de FeC03 que protege al acero generando una disminución de la velocidad de corrosión.

Figura. Influencia de la Temperatura y contenido de CO 2 en la velocidad de corrosión del acero.


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Presencia de Gases Corrosivos 

Dióxido de Carbono - CO2

 Ácido



Sulfhídrico - H2S

Oxígeno - O2


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Gases Corrosivos - CO2 El dióxido de carbono (CO2) es un gas inodoro e incoloro presente a niveles variables en casi todo gas natural. Cuando el CO2 se encuentra a una presión parcial suficiente en presencia de agua (dependiendo de la química del agua), la corrosión interna ocurrirá en las tuberías y componentes de acero al carbono. La corrosión por CO2 también se conoce como corrosión "dulce"


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Gases Corrosivos - CO2 La corrosión por CO2 o corrosión dulce se manifiesta en forma de ataque generalizado con 3 variantes de formas de ataque localizado.

Formas de Ataque localizado por CO2: • Picado, que se manifiesta en general con bajas concentraciones

de CO2 y condiciones de flujo cercanas a la estanqueidad. No existen reglas ni mecanismos para predecir cuándo ocurrirá esta forma de corrosión.


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Gases Corrosivos - CO2 Formas localizadas de Ataque por CO2 (Cont.): • Ataque tipo Mesa esta forma de ataque genera una canaleta de

fondo plano y bordes agudos en las tuberías, se genera a temperaturas en que las películas de carbonatos, que son parte del mecanismo de daño, son inestables. • Corrosión localizada inducida por el flujo que toma la forma de

pits en los lugares donde existe un flujo turbulento. Esta forma de ataque es considerada por algunos autores como una forma de erosión-corrosión. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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Gases Corrosivos - CO2


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Gases Corrosivos - CO2 Predicción de Velocidad de Corrosión por CO2 La corrosión por CO 2 está influenciada por un número muy importante de variables que se interdependientes entre sí: presencia de agua, el contenido de CO 2, temperatura, pH, la presencia de H 2S, la dinámica del fluido, la química del metal, etc. En la industria del gas y el petróleo, el modelo de predicción de la velocidad de corrosión de De Waard and Milliams está ampliamente aceptado y es considerado como referente para predicción de velocidad máxima esperable de corrosión por CO 2.


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Gases Corrosivos - CO2 Predicción de Velocidad de Corrosión por CO2 Este modelo tiene como base que el mecanismo de corrosión que se manifiesta está ligado a la formación de ácido carbónico, como se muestra en las siguientes reacciones: CO2 + H2O ----> H2CO3 Fe ----> Fe++ + 2 eH2CO3 + e- -----> HCO3 - + H+ -----------------------------------------------Fe + 2 H2CO3 -----> Fe++ + 2 HCO3 - + H2 Fe++ + 2 HCO-3 -----> FeCO3 (s) + CO2 + H2O Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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Gases Corrosivos - CO2 Predicción de Velocidad de Corrosión por CO2 De Waard and Milliams obtuvieron la siguiente expresión para la velocidad de corrosión por CO 2:

log (V corr )  5.8 

1710 T



0.67 . log( Pco 2 )

Donde: Vcorr : Velocidad de corrosión (mm/año) T: Temperatura ( °K) PCO2: presión parcial de CO 2 (bar)

Existen actualmente diversos modelos empíricos más complejos y precisos.. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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Gases Corrosivos - H2S El sulfuro de hidrógeno (H2S) es un gas incoloro y venenoso que tiene un olor característico a huevo podrido a concentraciones bajas. El H2S es soluble en agua, donde se comporta como un ácido débil y normalmente causas picaduras del acero al carbono. La corrosión por ataque de H2S ataque a menudo se llama corrosión "ácida".


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Gases Corrosivos - H2S La reacción general de corrosión del H2S con el hierro es: H2S + Fe  FeS + H2 El sulfuro férrico (FeS) producido por esta reacción generalmente se adhiere a las superficies del acero como polvo o incrustación negra.


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Gases Corrosivos - H2S La corrosión interna originada por H2S puede presentarse de dos maneras: o o

Con pérdida de material. Con figuración sin pérdida de material, designadas específicamente como SSC (Sulphide Stress Cracking) y HIC (Hidrogen Induced Corrosión).


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Gases Corrosivos - H2S


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Gases Corrosivos - O2 De los 3 gases corrosivos más comunes (SH 2, CO 2 y O 2) el oxígeno es probablemente el más perjudicial no solo porque acelera la corrosión sino por siempre tiende a producir ataque localizado por picaduras. •

El Oxigeno no se encuentra en forma frecuente en los fluidos producidos en los campos petroleros, pero es usualmente introducido cuando los fluidos son tratados y es muy común que la fuente de ingreso sean las bombas de transferencia o inyección.


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Gases Corrosivos - O2 La reacción catódica de la corrosión por oxigeno es: O2 + 2 H2O + 4 e-  4 OH •

El oxígeno es un poderoso despolarizante (consume electrones del circuito) del cátodo su reacción reemplaza a la reacción habitual para CO2 y SH2:

•

La velocidad de corrosión es proporcional a la llegada de oxígeno al metal y por lo tanto es fuertemente influenciada por las condiciones de flujo, es decir que cuando el flujo es más turbulento mayor es la velocidad del ataque.


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Gases Corrosivos - O2 El valor tolerable de contenido de O 2 es aproximadamente 0.5 ppm, y en los casos en que se transportan altos niveles de agua es aceptable hasta 1 ppm de O 2.


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Contenido de Iones Cloruros y Sulfatos

La presencia de cloruros (u otros halógenos) y sulfatos tienen su principal influencia en la desestabilización de películas protectoras sobre la superficie del metal, incrementando la velocidad de corrosión. Estos aniones generan corrosión en forma de picado. En general a medida que se incrementa el contenido de estos iones, se incrementa la velocidad de corrosión.


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Existencia de Micoorganismos Presencia de Bacterias – Corrosión x MIC En la industria del petróleo y gas se han reportado numerosos casos de fallas inducidas por el mecanismo de corrosión microbiológica, siendo las bacterias sulfato reductoras las principales responsables de este fenómeno.


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Existencia de Micoorganismos La acción de las bacterias en la corrosión localizada del acero consta de 3 etapas: a) Adhesión a la superficie metálica, b) Crecimiento de un nódulo o colonia e inicio del picado y c) Maduración de la colonia y desarrollo del picado. Agua estancada Colonia microbiana OH ¯

M z+

Metal AREA ANODICA

AREA CATODICA

e-


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e-


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Existencia de Micoorganismos Algunos Tipos de Bacterias: - Bacterias Reductoras de Sulfatos. (BRS) - Bacterias Productoras de Ácidos. (BPA) - Bacterias Aerobias. (BAT) - Bacterias Anaeróbicas facultativas. (BanT) - Bacterias Precipitantes, no oxidantes del Hierro. (BRH)


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Existencia de Micoorganismos La existencia de bacterias es una condición necesaria para que se manifieste MIC, pero no es suficiente.. El mecanismo de corrosión microbiológica (MIC) se presenta generalmente bajo las siguientes condiciones generales: • • • • •

Presencia de agua libre en el interior de la línea Presencia de Bacterias Velocidad de Flujo < 3 m/s Rango de temperaturas normales 15ºC-70ºC Existencia de puntos críticos, fluido estancado en zonas bajas, acumulación de depósitos y barros debajo de los cuales se adhieren, crecen y se desarrollan las bacterias.


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Régimen de Flujo Severo + agentes corrosivos Erosión – Corrosion Ocurre cuando el metal es sometido en un medio corrosivo y un proceso de desgaste mecánico. En este caso, la capa pasiva está continuamente bajo los efectos corrosivos y abrasivos, simultáneamente. Se caracteriza por rascaduras en la superficie paralelas al movimiento


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Régimen de Flujo Severo + agentes corrosivos Erosión-Corrosión

Acero al carbono


Aleación Cu

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¿Consultas?


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•

INTRODUCCIÓNA CORROSIÓN INTERNA


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•

METODOLOGÍAS DE MONITOREO


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Actividades de Mitigación de Corrosión Interna Las Actividades de Mitigación de la Corrosión Interna que se presentan a continuación se basan en la aplicación de la norma internacional NACE SP 0106-2006, “Control of interna l corro sion ”. in Steel Pipelines and Piping Systems


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Actividades de Mitigación de Corrosión Interna NACE SP 0106-2006, “Control of internal corrosion in Steel Pipelines and Piping Systems”.

Actividades de Mitigación de corrosión interna: Deshidratación del fluido transportado. Tratamientos Químicos Anticorrosivos: • Uso de inhibidores de corrosión. • Uso de biocidas. • Limpieza interna del Ducto mediante el pasaje de Pigs. • Uso de revestimiento interno en la tubería. • •


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Actividades de Mitigación de Corrosión Interna Los pasos previos a la selección del método de control incluyen: • Conocimiento del tipo de fluido Transportado • Conocimiento de las condiciones operativas • Determinación de la velocidad de corrosión • Determinación de la severidad de corrosión presente (vida útil remanente) • Determinación del mecanismo de corrosión

La selección inadecuada del método de control puede agravar las condiciones de corrosión existentes en el sistema!!! Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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Actividades de Mitigación de Corrosión Interna

1. Deshidratación del Fluido Transportado La principal medida de mitigación de la corrosión interna corresponde a la deshidratación del fluido transportado. A partir de aquí, resulta prioritario llevar a cabo actividades que permitan controlar el ingreso de agua a las cañerías: • • • •

Control y ajuste del punto de rocío en sistemas de Transporte de Gas. Controles exhaustos en plantas de tratamiento/separación. Controles en sistemas de deshidratación del fluido. Controles en actividades de purgas de Tanques de Almacenamiento


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2. Tratamientos Químicos Anticorrosivos El tratamiento químico para el control de la corrosión interna en la mayoría de los sistemas de transporte de gas y petróleo incluye el uso de: - Inhibidores de corrosión - Biocidas (Bactericidas) - Secuestrantes (O2, H2S)


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2. Tratamientos Químicos Anticorrosivos Por qué inhibir?


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2.1 Inhibidores de Corrosión Un “inhibidor de corrosión” es una sustancia, que agregada en bajas concentraciones, disminuye la velocidad de corrosión. Los inhibidores de corrosión generalmente controlan la velocidad de corrosión por medio de la formación de un film que modifica el ambiente en la interface metal-solución. Los films formados pueden actuar de las siguientes maneras: • Por adsorción: se adsorben para formar una película delgada en la superficie del material. • Modifica las características de los productos de corrosión.


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2.1 Inhibidores de Corrosión La principal función de un inhibidor de corrosión es disminuir la velocidad de corrosión del metal.

EFICIENCIA La eficiencia de un inhibidor en disminuir la velocidad de ataque está dada por la siguiente ecuación:

En la práctica la eficiencia es generalmente de un 90-99% Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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2.1 Inhibidores de Corrosión EFICIENCIA (Cont.) Un inhibidor que da una eficiencia del 90%, implicará que durante el 10% del tiempo de vida útil, la estructura se estará corroyendo libremente a la velocidad de corrosión previamente analizada en el campo.


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2.1 Inhibidores de Corrosión Tipos de Inhibidores Los tipos de inhibidores según NACE pueden agruparse en las siguientes familias: Formadores de film: • Anódicos (Pasivadores) • Catódicos • Mixtos (organicos) • VPI (Inhibidores en fase vapor) Modificadores del ambiente: • Neutralizadores de pH • Secuestrantes Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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2.1 Inhibidores de Corrosión Selección de Inhibidores de Corrosión: Para seleccionar un inhibidor de corrosión se debe tener en cuenta la experiencia previa en campo con los productos candidatos e implementar un programa de Selección de Inhibidores de Corrosión bajo normas internacionales NACE y ASTM.


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2.2 Bactericidas (Biocidas) Para controlar eficazmente la corrosión microbiológica (MIC), en la industria del gas y petróleo se emplean Químicos Bactericidas (Biocidas). • Importante: Evalúe todas las fuentes de líquidos para detectar

la presencia de bacterias y determinar si la MIC es un problema. Recuerde que la presencia de bacterias por sí sola no indica que esté ocurriendo la MIC.


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2.2 Bactericidas (Biocidas) Clasificación de Bactericidas: Los biocidas puede clasificarse ampliamente en oxidantes y no oxidantes: - Los oxidantes son agentes de amplio espectro que normalmente se

usan en aplicaciones que no son de campos petroleros (ej., tr atamiento de agua) e incluyen productos clorinados, productos oxigenados y productos bromados. - Los no oxidantes son más específicos y menos corrosivos que los biocidas oxidantes. Son más comunes para operaciones de campos petroleros y pueden agruparse ampliamente por su modo de acción en los inhibidores metabólicos y los agentes activos de la superficie. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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2.2 Bactericidas (Biocidas) Clasificación de Bactericidas: •

Los inhibidores metabólicos dañan las estructuras de las enzimas y de la proteína e inhiben el transporte de nutrientes u otras moléculas, y afectan otros procesos metabólicos. En esta clase de agentes no oxidantes se incluyen: aldehídos (formaldehído, glutaraldehído), sales de fosfonio cuaternario (THPS), compuestos de sulfuro (isotiazolina, carbamatos, metronitazola).

•

Los agentes activos de superficie son productos orgánicos con grupos funcionales que se unen a las superficies de la célula. Estos agentes alteran o destruyen las membranas de la célula y sus paredes o afecta la capacidad de la célula de regular su ambiente interior. En esta clase de no oxidantes se incluyen: aminas formadoras de película (diaminas o cuaternarios) y surfactantes


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2.2 Bactericidas (Biocidas) Selección de Biocidas: • Simular las condiciones de campo para evaluar el rendimiento del

biocida puede ser difícil o imposible. • El equipo de prueba más fiable es el ambiente de operación. • Los análisis de laboratorio sobre exterminio de consorcios

artificiales (combinando cepas de laboratorio de varios tipos de bacteria) o las comunidades naturales recuperadas de los sistemas reales del campo petrolero se usan para evaluar los productos biocidas potenciales para las pruebas de campo. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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2.2 Bactericidas (Biocidas) Selección de Biocidas: Los ensayos de campo incluyen: • Evaluación de la efectividad del biocida mediante cultivo de

bacterias planctónicas (y sirven como tamizado adicional). • Evaluación de la efectividad del biocida mediante cultivo de

bacterias sésiles (biopelículas reales) empleando BioProbes.


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2.2 Bactericidas (Biocidas) Selección de Biocidas: • INDICADOR FINAL: Instalación y Evaluación de Cupones de

Corrosión (ataque microbiano sobre la superfici e del cupón): Típicamente, un cupón se instalaría corriente arriba de un sistema de inyección y otro cupón se pondría corriente abajo por el periodo de tiempo suficiente prescrito. Los cupones se analizarían entonces para determinar la eficacia del tratamiento.


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2.3 Secuestrantes (Scavengers) Secuestrantes de oxígeno (O2) El control más efectivo sobre la acción del oxígeno, es mantener el oxígeno fuera del sistema. Los secuestrantes de O2 reducen la concentración en el sistema a valores de pocas ppb, convirtiendo al O2 insignificante para causar corrosión. Los secuestrantes de O2 más utilizados son: • Ión Sulfito • Hydrazina • Hidrosulfito de Na Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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2.3 Secuestrantes (Scavengers) Secuestrantes de H2S Actualmente (1990) los procesos en pequeña escala de remoción de H2S del gas pueden ser divididos en cuatro clases: • Basados en formaldehído-metanol • Basados en óxidos metálicos • Basados en cáusticos • Otros procesos Todos son no regenerativos por l o que la dispersión final del materi al de tratamiento es un aspecto que debe ser tenido en cuanta en el costo de tratamiento. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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2. Tratamientos Químicos Anticorrosivos Cómo se Usan los Químicos? Los químicos pueden aplicarse: • •

Inyección continua Tratamiento Batch (es decir, volúmenes grandes inyectados en una sola vez)


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2. Tratamientos Químicos Anticorrosivos Métodos de aplicación de Tratamientos Químicos •

Aplicación en continuo:

Esta manera de aplicación es utilizada cuando se quiere inhibir grandes volúmenes como ser en inyección de agua, circuitos de enfriamiento, etc. En general, el método consiste en inyectar el inhibidor por medio de una bomba dosificadora a un capilar construido de un material resistente (CRA) ya que en su estado puro algunos inhibidores pueden resultar corrosivos. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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2. Tratamientos Químicos Anticorrosivos Métodos de aplicación de Tratamientos Químicos


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2. Tratamientos Químicos Anticorrosivos Métodos de aplicación de Tratamientos Químicos Aplicación en Batch: La aplicación se hace en forma espaciada en el tiempo, con gran cantidad de inhibidor, logrando un film persistente a lo largo de la longitud de la cañería. •


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2. Tratamientos Químicos Anticorrosivos Métodos de aplicación de Tratamientos Quimicos En conducción de gases es frecuente inyectar el inhibidor de corrosión por medio de boquillas en el seno del gas, de forma tal que el inhibidor dosificado en forma de spray sea arrastrado por el gas hacia las paredes del ducto

Si la línea tiene acceso para pigging, también se puede poner el inhibidor entre dos pigs en alta concentración, formando un film persistente.


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2. Tratamientos Químicos Anticorrosivos Métodos de aplicación de Tratamientos Químicos Continuos


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3. Limpieza Interna de la línea - pasaje de Scrapers (Pigs) La limpieza empleando Pigs es un método eficaz para remover líquidos y sólidos acumulados en una tubería. Se utilizan también para la aplicación de Batchs de químicos anticorrosivos y como actividad de limpieza previa a operar una herramienta instrumentada (ILI).


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3. Limpieza Interna de la línea - pasaje de Scrapers (Pigs) A través de las diferentes etapas de la vida de una tubería, el tipo y frecuencia de la limpieza con Pigs varía al igual que los tipos de herramientas a emplear (ej., esferas, raspadores, cepillo) Algunas tuberías no pueden limpiarse con Scrapers porque no tienen capacidades de lanzamiento/recepción o porque tienen reducciones interiores/cambios de diámetro. En algunos casos hay líneas donde los Pigs deformables o de sacrificio (ej., espuma) pueden permitir la limpieza o barrido de un tramo de tubo pesar de la constricciónmecánica. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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3. Limpieza Interna de la línea - pasaje de Scrapers (Pigs) Polly-Pigs La principal ventaja de los polly-pigs es que son relativamente baratos, flexibles, compresibles, expandibles y livianos, pudiendo viajar a través de cañerías de diferentes diámetros, codos a 90° de radio corto y válvulas. No pueden utilizarse más de una vez .


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3. Limpieza Interna de la línea - pasaje de Scrapers (Pigs) Pigs con cuerpo metálico Los scrapers con cuerpo metálico (acero o aluminio) están provistos con copas o discos que cumplen la función de sello hidráulico y cepillos de alambre o cuchillas de poliuretano o metal para las funciones de limpieza y rascado.


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3. Limpieza Interna de la línea - pasaje de Scrapers (Pigs) Pigs con cuerpo de Poliuretano Generalmente se emplean como “scrapers” de sellado, aunque algunos diseños con copas, discos y cepillos pueden usarse para la remoción de líquidos (condensados, agua, etc.) en gasoductos o para el control de depósitos parafínicos en cañerías de conducción de hidrocarburos líquidos.


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3. Limpieza Interna de la línea - pasaje de Scrapers (Pigs) Ejemplos de Pigs de Limpieza Pigs Esféricos

Espumas de poliuretano.

Pigs Tipo Copas


Pigs de Batcheo

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Pigs con cepitllos

Pigs Copas y Discos


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4. Recubrimientos Internos Los recubrimientos internos representan una línea de defensa contra el ataque corrosivo en el interior de ductos de acero al carbono.


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4. Recubrimientos Internos Limitaciones asociadas al uso de Revestimientos Internos Estos recubrimientos actúan como barrera de corrosión, puesto que aíslan la cañería del electrolito; pero presentan serias limitaciones: • Los recubrimientos no son perfectos (presencia de defectos del

recubrimiento ). Esto lleva a la posibilidad de utilizar además inhibidores de corrosión. • La realización de limpieza mediante scrapers puede dañar el

recubrimiento. • Las soldaduras suelen dañar el recubrimiento

En general sólo se usan recubrimientos internos en líneas nuevas Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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5. Protección Catódica Interna • La PC no es práctica para el interior de un tubo debido

a la distribución deficiente de la corriente. • Se recomienda la protección catódica (PC) para los

fondos de recipientes y tanques en combinación con recubrimientos internos. (Recordar que la protección catódica externamente no evita la corrosión interior)


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aplicada


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¿Consultas?


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•

INTRODUCCIÓNA CORROSIÓN INTERNA


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Actividades de Monitoreo de Corrosión Interna Las Actividades de Monitoreo de la Corrosión Interna que se presentan a continuación se basan en la aplicación de la norma internacional NACE SP 0106-2006, “Control of interna l corro sion in Steel Pipelines and Piping Systems ”.


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Actividades de Monitoreo de Corrosión Interna NACE SP 0106-2006, “Control of internal corrosion in Steel Pipelines and Piping Systems”.

Actividades de Mitigación de corrosión interna: -

Análisis Físico-químicos de Líquidos, Gases y Sólidos Examinación de superficies internas expuestas Monitoreo de Velocidad de Corrosión Inspecciones ILI, Metodología ICDA Mediciones de Caída de Presión


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Actividades de Monitoreo de Corrosión Interna Análisis de Líquidos, gases y sólidos

Examinación de superficies internas expuestas

Monitoreo de la Velocidad de corrosión

Inspección ILI, Metodología ICDA

• Identificar corrosividad del medio • Estimar Velocidad de Corrosión • Determinar Mecanismos de corrosión predominantes • Asegurar la efectividad del programa de control utilizado (o tener las

herramientas para seleccionarlo) • Optimizar las estrategias de mitigación Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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Actividades de Monitoreo de Corrosión Interna

1. Análisis Físico-químicos de Líquidos, gases y sólidos El objetivo de realizar estas actividades es determinar y cuantificar la corros ividad del fluido transportado . En el caso del análisis de las muestras sólidas, las mismas brindarán información relacionada a los mecanismos de corrosión interna activos


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1. Análisis Físico-químicos de Líquidos, gases y sólidos Donde extraer muestras? Los lugares del muestreo deben escogerse cuidadosamente para que los datos recolectados representen la mayor parte de los líquidos dentro de un sistema, y/o representen los lugares en donde se espera que la corrosión sea más agresiva. Los lugares del muestreo pueden incluir: • Trampas Lanzadoras/receptora de Scraper • Trampas de agua(tubería, estación de medición, estación de compresión, etc.) • Extremos muertos (secciones aisladas de un tubo sin flujo) • Líneas de drenado del tanque/cabezal • Tanques de almacenamiento de Hidrocarburos (que aportarán fluido a los ductos) • Áreas bajas (depresiones, cr uces de ríos, etc.) donde se encuentren instalados toma-muestras Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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1. Análisis Físico-químicos de Líquidos, gases y sólidos Análisis en Campo Análisis químicos de líquidos Presencia de agua Temperatura pH Alcalinidad total H2S y CO2 disueltos Análisis Microbiales (cultivo de APB y SRB) Análisis químicos de sólidos/ sl udges pH Presencia de carbonatos Presencia de sulfuros Análisis Microbiales Análisis de muestras Gaseosas Vapor de agua CO2 H2S Temperatura Presión Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

Ensayos de Laboratorio Análisis químicos de líquidos Alcalinidad Análisis de Iones metálicos (Cationes / Aniones) Análisis de Glicoles Análisis de Inhibidor residual Concentración de sólidos disueltos (TDS) Oxidante residual Análisis microbiológico Análisis químicos de sólidos/ sl udges pH Presencia de carbonatos Presencia de sulfuros Análisis Microbiales Análisis de muestra gaseosa Contenido de H2 y H2S Contenido de CO2 y O2 (cromatografías)} GIE PERÚ S.A.C


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1.1 Ensayos en campo sobre muestras líquidas Determinación de la presencia de H2O Temperatura

pH del sistema


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1.1 Ensayos en campo sobre muestras líquidas Análisis presencia de H2S

Análisis de Alcalinidad


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1.1 Ensayos en campo sobre muestras líquidas Contenido de CO2


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1.2 Ensayos en campo sobre muestras líquidas y sólidas Cultivo de Bacterias – Interpretación de resultados Gran variedad y disponibilidad en el mercado Kits especiales, detección aeróbicas y anaeróbicas


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1.3 Ensayos en campo sobre muestras sólidas Presencia de Carbonatos y Sulfuros • Agregado de HCl

burbujas Color marrón oscuro

Positivo Carbonatos Positivo Sulfuros

pH de la muestra sólida Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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1.4 Ensayos en campo sobre muestras gaseosas Nivel de Vapor de H2O (stain tubes) (Humedad)


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2. Examinación de Superficies Internas Expuestas Cuando una cañería (o parte de ésta) es extraída de servicio resulta una buena práctica de la industria realizar actividades de inspección y evaluación interna, con el objetivo de

Objetivo • Obtener información relacionada con las condiciones dentro de

la cañería. • Determinar las causas de daño por corrosión.

Debe ser realizada lo antes posible una vez expuesta la superficie. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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2. Examinación de Superficies Internas Expuestas El primer paso es realizar, en el momento de la intervención, actividades de inspección visual en busca de evidencias de corrosión en el interior de la tubería. En caso que se verifiquen evidencias de corrosión interna en el interior del ducto extraído de servicio, se requiere del conocimiento y estudio de otras variables para determinar el/los mecanismos de corrosión interna que se estén manifestando: • Evaluación físico-química de depósitos/barros/productos de corrosión • Evaluación microbiológica • Registros Históricos de Operación y Mantenimiento, actividades de inspección/Monitoreo CI. • Evaluación de la corrosividad del Fluido Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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2. Examinación de Superficies Internas Expuestas


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2. Examinación de Superficies Internas Expuestas

Determinación de los mecanismos de corrosión activos Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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3. Monitoreo de la Velocidad de Corrosión Los métodos para monitorear la velocidad de corrosión: Cupones de Corrosión Interna


Monitoreo por resistencia eléctrica (ER) - ER Probes -

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3. Monitoreo de la Velocidad de Corrosión Con estas técnicas para el monitoreo de la velocidad de corrosión se permite: •

Proveer una alarma anticipada de los daños potenciales que ocurrirían en las estructuras de producción, de mantenerse las condiciones corrosivas existentes.

•

Estudiar la correlación de los cambios en los parámetros en el proceso y sus efectos en la corrosividad del sistema.

•

Diagnosticar un problema de corrosión particular, identificar sus causas y los parámetros de control de la corrosión, c omo la presión, temperatura, pH, caudal, etc.

•

Evaluar la efectividad de una técnica de prevención/control de la corrosión que se haya aplicado al sistema, tales como la inhibición química.

•

Proveer información relacionada con los requerimientos de mantenimiento y condiciones de la cañería.


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3. Monitoreo de la Velocidad de Corrosión Instalación en la cañería en posición horaria 06.00, en sitios representativos para evaluar el mecanismo corrosión interna.


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3. Monitoreo de la Velocidad de Corrosión Instalación en la cañería desde posición horaria 12.00 para alcanzar la posición 06.00, en sitios representativos para evaluar el mecanismo corrosión interna.


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3. Monitoreo de la Velocidad de Corrosión Practica recomendada para la instalación, extracción, análisis en laboratorio e interpretación de resultados con cupones de corrosión y probetas de Resistencia Eléctrica: NACE RP 0775-2005 (“Preparation, Installation, Analysis, and Interpretation of Corrosion Coupons in Oilfield Operations”)


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3.1 Cupones de Corrosión Interna Esta técnica se basa en la exposición por un tiempo determinado de una muestra (cupón) del mismo material de la estructura supervisada, en el mismo ambiente corrosivo al que la estructura está expuesta. Medición obtenida en un período de tiempo Vcorrosion



K x W A x T x D

Pérdida de peso Velocidad de corrosión promedio

Ubicación de los cupones

Los cupones deben ser ubicados en sitios representativos donde se considere la condición mas severa con respecto a corrosión. En cañerías deben ser ubicados en pos ición horaria 6 o cercana (excepto en sistemas donde NO hay presente líquidos libres)


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3.1 Cupones de Corrosión Interna En el mercado hay disponibles diferentes tipos y formas de cupones de corrosión, específicos para cada sistema de estudio

Ventajas • Además de proveer información de la

velocidad de corrosión, permiten evidenciar pitting – Análisis posteriores del mecanismo de corrosión presente.

Desventajas • No brinda información de la

velocidad de corrosión instantánea • Análisis “no urgentes” Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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3.1 Cupones de Corrosión Interna


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3.1 Cupones de Corrosión Interna Estimación de la Velocidad de Corrosión Es necesario que, al momento de la colocación de los cupones se registren los siguientes datos: • • • •

Peso inicial de los cupones (mi) Fecha de exposición Condiciones de exposición Ubicación del cupón en la estructura


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3.1 Cupones de Corrosión Interna Protocolo de medición de Velocidad de Corrosión Se recomienda realizar las siguientes acciones: 1- Extracción del cupón del ducto, teniendo en cuenta las recomendaciones del fabricante. 2- Preservación del mismo hasta llegar al laboratorio. 3- Registro de posibles anormalidades observadas sobre la superficie del cupón. Se recomienda tomar registro fotográfico.


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3.1 Cupones de Corrosión Interna Protocolo de medición de Velocidad de Corrosión (cont.) 4- Limpieza del cupón La limpieza de los cupones de medición tiene por objetivo remover depósitos y productos de corrosión presentes en la superficie de la muestra, con un mínimo de remoción del metal base. Esto permitirá una adecuada determinación de la pérdida de masa ocurrida durante la exposición al medio corrosivo. Las acciones sugeridas son: Seleccionar la técnica de limpieza adecuada a la aleación analizada. Pesar un cupón no corroído (cupón de compensación) en una balanza analítica registrando su peso inicial en gramos (mi2). • Realizar la limpieza sobre el cupón corroído y del cupón de compensación • •

Las técnicas de limpieza se detallan en las normas ASTM G1-03 y NACE RP0775-99 Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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3.1 Cupones de Corrosión Interna Protocolo de medición de Velocidad de Corrosión (cont.) 5- Determinación de la pérdida de peso (W). 6- Determinación del mecanismo de corrosión. A partir de observación visual y microestructural, se determinará el mecanismo de corrosión. En primer medida debe determinarse si la corrosión se presenta en forma “Localizada” o “Generalizada”


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3.1 Cupones de Corrosión Interna Protocolo de medición de Velocidad de Corrosión (cont.) 7- Cálculo de la velocidad de corrosión. Corrosión generalizada o uniforme Vcorrosion 

Corrosión localizada (picado, pitting)

K x W A x T x D

K = constante (para definir la un idad deseada de la velocidad de corrosión) W = pérdida de peso, en gramos A = área inicial expuesta, en cm2 T = tiempo de exposición, en horas D = densidad de la aleación, en g/cm3 (ver Apéndice X1de la norma ASTM G 1 - 03), (ver Tabla 1 NACE RP0775-99).


Velocidad máxima de picado(mm / año) 

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profundidad máxima de penetración (mm) x 365 tiempo de exp osición (días )


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3.2 Probetas de Resistencia Eléctrica (RE) La técnica ER mide el cambio de resistencia eléctrica de un elemento metálico. La acción de la corrosión en la superficie del elemento produce una disminución de la sección con su correspondiente aumento de resistencia.

Aumento de resistencia

pérdida de metal

velocidad de corrosión Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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3.2 Probetas de Resistencia Eléctrica (RE) Aumento de resistencia

pérdida de metal

velocidad de corrosión

Vcorrosión

P x 365 (S 2  S 1 ) t x1000

Ubicación Las probetas deben ser ubicados en sitios representativos donde se considere la condición mas severa con respecto a corrosión. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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3.2 Probetas de Resistencia Eléctrica (RE) En el mercado hay disponibles dif erentes tipos y formas de probetas, específicas para cada sistema de estudio

Ventajas • Medición de Velocidad Instantánea • Mediciones “remotas” on-line

Desventajas • No identifica presencia de pitting • Suelen presentar problemas ante la ausencia de

electrolito


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3.2 Probetas de Resistencia Eléctrica (RE) Medición de la Velocidad de Corrosión Las siguientes recomendaciones para estimar la velocidad de corrosión se realizan teniendo en cuenta que las mediciones de ER se harán con un equipo “Electrical Resistance Monitor” (Ej. Proveedor Metal Samples). Cuando se realiza la medición con la probeta de Resistencia Eléctrica, el instrumento produce una señal linealizada que es proporcional a la pérdida total de masa del elemento expuesto (M). M: pérdida de masa expresada en Mils (0.001pulgadas) S: lectura del instrumento (Probe Reading Dial) P es el factor multiplicador, asociado al tipo de probeta utilizada (dato suministrado por el fabricante)

S x P

M 

1000

La velocidad de corrosión puede calcularse de la siguiente manera: Vcorrosión 

Vcorrosión: velocidad de corrosión en MPY (Mils per year) T: es el lapso de tiempo en días entre las lecturas del instrumento S1 y S2.

P x 365 ( S 2  S 1 ) t x 1000


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3.2 Probetas de Resistencia Eléctrica (RE) Curva Típica Obtenida


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Monitoreo Corrosión Interna en Ductos REGISTROS MEDICIÓ NDE VELOCIDADDECORROSIÓNENCUPONES

Datos delCupón de Medicion Nº CUPON: MATERIAL:

DENSIDAD(gr/cm3):

TRATAMIENTO SUPERFICIAL: AREA INICIAL (cm2):

DIMENSIONES:

PESO INICIAL (gr):

Instalacion delCupón FECHA DE INSTALACION:

/

/

FECHA DE REMOCION:

/

/

UBICACIÓN EN LA ESTRUCTURA: LINEA: CARACTERISTICAS DELFLUIDO: TEMPERATURA:

PRESION:

Anälsis Velocidad de Corrosión PESO INICIAL DEL CUPON (gr): PESO LUEGO DE LA LIMPIEZA (gr): PERDIDA DE PESO (gr): VELOCIDAD DE CORROSION (Mpy): PROFUNDIDAD MAXIMA DE PICADO (mm): FACTOR DE PICADO: VELOCIDA MAXIMA DE PICADO (mm/año): CARACTERISTICAS PROUCTO DE CORROSION: OBSERVACION MICROSCOPICA DE PICADURAS: TECNICA DE LIMPIEZA UTILIZADA:

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Monitoreo Corrosión Interna en Ductos REGISTROS MEDICIÓN DE VELOCIDAD DE CORROSIÓN EN CUPONES

Datos del Cupón de Medicion MATERIAL: TRATAMIENTO SUPERFICIAL: LINEA: CARACTERISTICAS DEL FLUIDO: TEMPERATURA:

CUPÓN Nº Y TIPO

UBICACIÓN

DENSIDAD(gr/cm3):

PRESION:

METAL SAMPLES - ER FECHA LECTURA FECHA ANT.DE MEDICION NEDICION EQUIPO

VELOCIDAD DE CORROSION (Mpy)

OBSERVACIONES


Resumen Actividades de Mitigación y Monitoreo de Corrosión Interna Actividades de Monitoreo

Actividades de Mitigación

Examinación de superficies internas expuestas

Tratamientos Químicos Buen Mantenimiento

Muestreo de Líquidos, gases y sólidos

Recubrimientos Internos

Monitoreo de la Velocidad de corrosión

Protección Catódica (sólo en Tanques)

Inspección: ILI, ICDA Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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¿Consultas?


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2. Mecanismo Corrosion Interna x3 - 2013

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