REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA CENTRO DE ESTUDIOS DE CORROSIÓN CEC-LUZ
Profa. Marianela Fernández Maracaibo, Junio de 2011
Introducción a la corrosión Tipos de corrosión Perforación y extracción de crudo y/o gas Introducción a la corrosión en la Industria Petrolera
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Corrosión por CO CO2 Corrosión por H2S Corrosión Microbiológica
Patrones de Flujo •
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Métodos de Control de Corrosión •
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Inhibidores Deshidratación Endulzamiento
Técnicas de Monitoreo de Corrosión •
•
Tuberías Horizontales Tuberías Verticales
Electroquímicas No Electroquímicas
Normas y prácticas recomendadas
Los efect ectos de la corrosión sobre sobre insta instala lacio cione ness y equipos industriales produce anualmente pérdidas que llegan a cifras muy importantes: en los países industrializad industrializados os se ha valorado en el el 3% 3% del PBI. PBI. Este porce orcent ntaj aje e pued puede e toma tomars rse e sobr sobre e la valo valora raci ción ón equivalente de la industria petrolera y del gas para lleg llegar ar a un una a cuan cuanti tiffic icac ació ión n aprox proxim imad ada a de sus sus efectos económicos. De todas las fallas que ocurren en las operaciones de la industria del gas y del petróleo la más importante es la corrosión la corrosión con con el 33% el 33% de de los casos.
FALLAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA TIPOS DE FALLAS
%
Corrosión
33
Fatiga
18
Daño Mecánico
14
Fractura Frágil
9
Defecto de Fabricación
9
Defectos de Soldadura
7
Otros
10
En tuberías que transportan gas natural y/o crudo
Corrosión por CO2 “Dulce”
“Ácida”
Corrosión por HS
28 % de las fallas
18 % de las fallas
TIPOS DE FALLAS
%
Por CO2
28
Por H2S
18
En Soldaduras
18
Picaduras
12
Corrosión-Erosión
9
Galvánica
6
Espacios Confinados
3
Impacto
3
Corrosión bajo Tensión
3
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 Corrosión interna interna
•
13 % Corrosión externa
En la industria petrolera venezolana loss co lo cost stos os por por co corr rro osión sión anua anuale less están en el orden de 120 millones de dólares.
La co corr rros osió ión n in inte tern rna a en las
tuberías
depende
fundamentalmente de:
•
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•
•
•
•
Presencia de Agua Sales
Dióxido de Carbono (CO2) Sulfuro de hidrógeno (H2S). Oxígeno Bacterias
La presencia de Agua e ess el fact factor or dese desenc ncad aden enan ante te de lo loss daños
por
corrosión
en
las
tuberías de flujo.
•
•
Directamente del yacimiento Condensación en la línea.
El proc proces eso o de expl explot otac ació ión, n, prod produc ucci ción ón y tran transp spor orte te del del petróleo y gas natural involucra las siguientes actividades:
Perforación
Manejo en superficie
Producción del yacimiento
Transporte
Los problemas asociados con los sistemas de extr xtracció ión n, transporte y procesamiento de petróleo y gas son: Corrosión Incrustaciones Depósitos Formación de Espuma
PERFORACIÓN Las actividades asociadas a la perforación de un pozo generan una Degra Degradació dación n de los material materiales es debido debido a diferentes procesos:
Erosión Abrasión Fatiga Corrosión
¿ Como controlar la corrosión ?
PRODUCCIÓN Una vez terminado el pozo se encuen encuentra tra diferen diferentes tes fases
Crudo H2O
Gas
Y además si el gas contiene CO2 y H2S y la fase acuosa esta presente existirá un alto potencial en Corrosión
El CO2 y e l H2S son son las las espe especi cies es corrosivas más importantes y contra las cuales es necesario emplear diversos métodos para el control el control de corrosión. corrosión. El CO2 y el H2S son especies químicas que están en equilibrio
con las tres fases petróleo, agua y gas por lo que las cantida idades de CO2 y H2S en cada fase están relac relacio ionad nadas as pero pero co con n concen concentr trac acion iones es difere diferent ntes es dadas por las solubilidades correspondientes a cada fase.
MEDIO CORROSIVO La corrosión por CO2 involucra una serie del reacciones: 1.1.- Inic Inicia ialm lmen ente te el CO2 debe hidratarse mediante la reacción con el agua para agua para producir ácido producir ácido carbónico (H2CO3).
CO2 + H2O
H2CO3
El ácid ácido o obte obteni nido do suf sufre una do dobl ble e disoc isocia iac ció ión n dand ando luga lugarr a la formación de iones de iones carbonato y bicarbonato.
H2CO3
H+ + HCO-3
HCO-3
H+ + CO=3
2.2.- Post Poster erio iorm rmen ente te oc ocur urre re el tran transp spor orte te de masa masa desd desde e la solu soluci ción ón hacia la superficie del metal.
H2CO3 (sol.) HCO-3(sol.) (sol.)
H2CO3 (ads.) HCO-3(ads.) (ads.)
MEDIO CORROSIVO 3.- Esta etapa comprende la ocurrencia electroquímicas en la superficie del metal.
de
las
reacciones
Comprende la reacción reacción de reducción reducción de los iones iones Reacción Catódica: Comprende disociados H+.
2H2CO3 + 2e-
H2 + 2HCO-3
2HCO-3 + 2e-
H2 + 2CO=3
2H+ + 2e-
H2
Reacción Anódica: Esta representada por la reacción de oxidación del hierro.
Fe
Fe++ + 2e-
4.4.- En esta esta etap etapa a las las espe especi cies es disu disuel elta tass se co comb mbin inan an para para fo form rmar ar carbonato de hierro (FeCO3).
Fe++ + CO=3
Fe CO3
Condiciones que favorecen la formación de la capa protectora de carbonato de hierro: Disminución de la turbulencia Incremento de la temperatura
Incremento del pH
Por efecto del contenido del contenido de CO2 el agua se vuelve ácida vuelve ácida,, depe depend ndie iend ndo o el pH de de la presión parcial y de la concentración de sales disueltas, en particular CO CO3Ca.
Ácido Carbónico
CO2 +
+ Fe
Carbonato de Hierro
Agua En los sistemas donde esta presente el CO el CO2 la corrosión la corrosión puede puede o no ser controlada dependiendo de la deposición y retención de la capa protectora de carbonato de hierro.
Criterios de corrosividad del pozo en base a la presión parcial de CO2 (The Rule of Thumb)* : 1. Señala que si ésta es menor de 7 psi el pozo no es corrosivo. 2. Si se se sitúa sitúa entre entre 7 y 30 psi la psi la corrosión es posible 3. Si es mayor es mayor que 30 psi se psi se puede asegurar que el pozo el pozo es corrosivo 4. Por en encima de 100 psi se se recomienda el uso de aleaciones especiales, ya que se espera corrosión espera corrosión severa. * American Petroleum Institute (API) en 1950
Etapas de la Corrosión por Dióxido de Carbono Precipitación capa porosa
Remoción de los cristales por el paso del fluido, Formación de capas de corrosión Ataques severos localizados
TIPOS BÁSICOS DE CORROSIÓN POR CO2 Tipo I: Corrosión General La disolución del hierro no es muy alta La pequeña cantidad de carbonato de hierro formada hierro formada en la super perficie del metal, tiene poc poca capacidad de adhesión y es fácilmente eliminada por el paso del fluido.
TIPOS BÁSICOS DE CORROSIÓN POR CO2
Tipo II: Ataque en forma de picaduras. Se produce la mayor tasa de corrosión.
El crecimiento de cristales de carbonato de hierro sobre la supe superf rfic icie ie del del meta metall ocur ocurre re de form forma a lent lenta, a, hete hetero rogé géne nea a y porosa
TIPOS BÁSICOS DE CORROSIÓN POR CO2 Tipo II Tipo III: I: La ve velo loci cida dad d de co corr rros osió ión n di dism smin inu uye de debi bido do a la formación de una capa delgada, compacta y adherente. La velo veloci cida dad d de disol disoluc ución ión del hi hierr erro o y de formación del carb ca rbon onat ato o de hi hier erro ro es es elevada, de forma tal que la nucl ucleació ación n de los los cri cristal stale es de carbo arbon nato ato de hierr erro en la superficie del metal es rápida y uniforme.
CO2 Attack
–
Honeycomb Pattern
CO2 Attack
–
Honeycomb Pattern
CO2 Pitting Corrosion
Tubing Perforated by CO2 Corrosion
Wormhole Attack, CO2
Mesa Ataque, CO2
FACTORES METALÚRGICOS 1. Para pozos se pozos se considera el uso de aceros de aceros al carbono, carbono, aleaciones de alto contenido de cromo (13% Cr, 22% Cr, 25% Cr o tipo Dupl Duplex ex)) tube tuberí rías as bime bimeta talilica, ca, sart sartas as mi mixt xtas as(a (ale leac ació ión/ n/ac acer ero o al carbono) y inhibidores de corrosión 2. Las Las conexiones para la tubería de producción deben producción deben ser del tipo de perfil interno continuo para reducir para reducir turbulencia. turbulencia. 3. Para Para equipos equipos de superficie se recomienda utilizar componentes compatibles con la tubería de producción, los cuales pueden ser fabric fabricado adoss con recubrim recubrimiento ientoss metá metálicos licos (cla (clad ddin ding) ó co con n ale al eac acio ion nes de cr crom omo. o. Adici Adicion onal alme mente nte.. sele selecci ccion onar ar sell sellos os metal/metal y válvulas de choque con insertos de carburo de tungsteno para reducir la erosión.
FACTORES METALÚRGICOS 4. En las las líneas de transmisión lo usual desde el punto de vista económico es la selección de aceros al carbono. carbono. En dicho caso, se debe diseñar la tubería con un sobre espesor por corrosión y corrosión y un diámetro tal que reduzca la erosión; así mismo, se deben considerar otras alternativas tales como: Uso de inhibidores de corrosión, deshidratación del gas y/o uso de tubería con recubrimiento metálico. metálico. El diseño de la soldadura entre tubos debe ser tal que no produzca turbulencia.
CALCULO DE LA VELOCIDAD DE CORROSIÓN POR CO 2 El modelo predictivo principal para la determinación de la corrosión por dióxido de carbono se basa en el empleo de la correlación de Waard aardss y Mill Millia iams ms,, la misma sma permit rmite e estim stimar ar vel veloc ocid idad ade es de corrosión a partir de parámetros operacionales:
Donde: Vcorr = = Velocidad de corrosión en mm/año PpCO2 = Presión parcial del CO 2 en bar T = Temperatura en K
Esta correlación fue corregida y esta basada principalmente en la influencia de la velocidad del fluido para este tipo de corrosión .
Vcorr
cr ) /(Vmt VrFc ) (VmtVrFcFsF
Donde: Vcorr: Velocidad Vcorr: Velocidad de corrosión en mm/año Vmt: Velocidad Vmt: Velocidad de corrosión controlada por transferencia de masa (mm/año) Fr: Factor Fr: Factor de corrección por formación de capa de FeCO 3, o factor de escama Vr: Velocidad Vr: Velocidad de corrosión controlada por la reacción (mm/año) Fc: Factor Fc: Factor de corrección por el contenido de carbono en el acero Fcr: Factor Fcr: Factor de corrección por el contenido de cromo en el acero
Rehervidor de amina E-209 A/B ubicado en el Sistema de Regeneración de amina de la Planta LGN II
Lado tubo: Vapor a 45 psig y 300 F °
Lado ca Lado carca rcasa sa:: UCARSOL CR-422 a 12 psig y 252 F °
Carga ácida: Variable entre 0,04 y 0,14 mol CO2 / mol de amina
Corrosión por CO2 en los Tubos
Corrosión por Picadura
Corrosión por H2S
Corrosión bajo tensión por H2S
FACTORES QUE FAVORECEN LA CORROSIÓN POR H2S Concentración de H2S Contenido de agua libre pH del medio Temperatura
MECANISMOS DE LA CORROSIÓN POR H 2S La reacción que ocurre es la siguiente: s iguiente:
Fe + H2S
FeS + 2H
Esta reacción es el resultado de la reacción del sulfuro de de hidrógeno disuelto disuelto en agua agua,, el cual cual sufr sufre e una una do dobl ble e diso disoci ciac ació ión, n, form forman ando do prim primer eram amen ente te ione ioness hidrosulfuros (HS-) y luego iones sulfuro s ulfuro (S=).
H2S + H2O + eHS- + H2O + e-
HS- + H2O
H++ S= + HS- + H2O
Así como de la reacción de oxidación del hierro en forma de iones ferrosos (Fe++)
Fe
Fe++ + 2e-
El azufre proveniente del sulfuro de hidrógeno se combina con el hierro para formar sulfuro de hierro, el cual se deposita sobre la superficie del metal.
Fe++ + 2e- + 2H+ + S=
FeS + 2H
FORMAS DE ATAQUE DE LA CORROSIÓN POR H 2S CORR CO RROSI OSIÓN ÓN PO POR R PI PICA CADU DURA RAS: S: La presencia de sulfuro de hidrogeno se caracteriza por la pérdida del metal y la pres pr esen enci cia a de picaduras picaduras.. El sulfuro de hierro form formad ado o gene genera ralm lmen ente te no constituye una capa protectora y es usualmente catódico frente a la superficie metálica El oxígeno incrementa la velocidad de corrosión, el mismo actúa como desp de spol olar ariz izan ante te ca cató tódi dico co,, reacciona con el sulfuro de hierro y forma az azuf ufre re el elem emen enta tall
Corrosión por H2S en Varill Var illas as de bom bombeo beo
Las picaduras formadas durante la corrosión por sulfuro de hidrógeno son generalmente pequeñas, redondas y el ángulo formado en el fondo del hoyo incrementa la tensión en el material.
Compuestos formados formados en base a la presión parcial de H2S: Un criterio basado en las presiones parciales de H2S, para los tipos tipos de co comp mpue uesto stoss fo form rmado adoss indica indica que por debajo de 0,689 0,6 89 Kpa (0,1 (0,1 psi) psi) se fo forma rma princi principa palme lmente nte Pirit Pirita a y Tri Trioli olita ta ambos protectores. protectores. A presiones superiores a este valor, se forma Kansita un co com mpues puesto to im impe perf rfec ecto to que que perm permit ite e la difusión del Fe++ Uno de lo loss pará paráme mettros ros que que dete deterrmi min na la forma rmació ión n de estos stos compuestos es el pH el pH de la solución: solución: @ pH 3 a 4 ó pH>9 Pirita (FeS2) y Triolita (FeS) @ pH 4 a 6.3 ó pH 8.8 a 10 Kansita (Fe9S8) (predominante), Pirita y Triolita @ PH 6.6 a 8.4
Kansita
(no protector)
Daño mecánico causado por la pres presen enci cia a de hi hidr dróg ógen eno o atóm atómic ico o o por por una un a in intterac eracc ció ión n con hi hidr dróg ógen eno o dent dentrro del metal. Ampolladuras Descarburización
Fragilización
Ataque por hidrógeno
Una fuente externa (Reacción catódica).
Humedad en gases calientes. Hidrocarburos. Protección catódica y electroplaqueado.
AGRIETAMIENTO POR PRECIPITACIÓN PRECIPITACIÓN DE HIDRÓGENO INTERNO Ocurre debido a que el hidrógeno el hidrógeno molecular precipita dentro precipita dentro de los microporos los microporos o inclusiones inclusiones del del material y debido a que esta estass regi region ones es está están n fragi ragililiza zada dass por por el hi hidr dró ógeno geno se ve favorecida la formación la formación de ampollas o grietas escalonadas grietas escalonadas en la superficie del acero por la presión que este ejerce.
En las soldaduras específicamente en el área afectada por el calor las grietas generadas se dirigen paralelas a las líneas de fusión
Grietas
Formación de hidrógeno (H2) en una microgrieta.
Fragilización El hidrógeno no siempre causa efectos visibles como: grietas o ampollas, pero H disuelto produce pérdida de ductilidad. Pérd Pérdid ida a de duct ductililid idad ad en base base al co cont nten enid ido o de hidr hidróg ógen eno, o, ocurre sobre todo en los aceros comunes, aceros inoxidable, de base Ni, Al, Ti donde se observa un decrecimiento importante en la capacidad de deformación.
Mecanismo:
•
•
•
Las Las alea aleaci cion ones es a nive nivell de alta alta resis esiste tenc ncia ia son son las las más susceptibles.
Corrosión pronunciada a niveles altos de H. Puede formar formar hidruros internamente interna mente (Ti, Mo, Cb, V, Ta)
Control: •
Efectu ectuar ar un recoc ecocid ido o para ara reduc educiir la cant cantid idad ad de hid hidróg rógeno eno disuelto.
•
Usar inhibidores de corrosión.
•
Realizar soldaduras apropiadas.
•
Usar aceros limpios para evitar huecos (para ampolladuras)
•
Remover sulfuros, compuestos de arsénico, cianuros y fósforo.
•
Selección de materiales (aceros inoxidables).
CORROSIÓN BAJO TENSIÓN EN PRESENCIA DE SULFUROS (SSC): 1. Para Para que que ocur ocurra ra este este tipo tipo de corr corros osió ión n el material debe estar sometido a esfuerzos cercanos al punto de cedencia 2. Debe Debe conten contener er H H2S 3. Así como como el pH el pH debe debe ser ácido ser ácido 4. Por otr otro o lado lado la la presión parcial debe ser mayor a 0,0334 Kpa (0,05 psia) 5. La durez dureza a debe debe ser mayor ser mayor de 22 Rc
Efec Efecto toss de la Co Conc ncen entr trac ació ión n de sulfuro de hidrógeno para aceros de alta resistencia en la ocurrencia
Descarburización Los gases de combustión o atmósferas protectoras para tratamientos calóricos a menudo H2 ó H2O. Reacciona: 2H2 + Fe3C
CH4 + Fe
Descarburización •
•
•
Es una una forma forma de daño por por hidróg hidrógen eno o a alta altass temperaturas que ocurre en acero al carbono y en acero de bajas aleación. El hidróge hidrógeno no penetra penetra en el acero y reacciona reacciona con el carbono, proceso denominado Descarburización para formar gas Metano. Es Este fenómeno es dependiente de las temperaturas, generalmente ocurre por encima de 200ºC.
AGRIETAMIENTO INDUCIDO POR HIDRÓGENO:
Ampollamiento de la superficie metálica
Tubo deformado plásticamente por causa del hidrógeno (aceros de baja resistencia)
Características que diferencian la morfología del ataque originado por la presencia de sulfuro y fragilización por hidrógeno. Agrietamiento inducido por hidrógeno
Corrosión bajo tensión en presencia de sulfuros
Depende de la microestructura microestructura
Perpendicular a la tensión
No tiene efectos
Afecta críticamente
Resistencia del material
Se presenta fundamentalmente fundamentalmente en aceros de baja resistencia resistencia
Ocurre principalmente principalmente en aceros de alta resistencia
Localización
Del área interna a la externa
En cualquier sitio
Ambiente
Condiciones altamente corrosivas, cantidades apreciables de hidrógeno en el ambiente.
Puede ocurrir en ambientes dulces de corros corrosivi ividad dad media. media.
Dirección de la grieta Tensión aplicada
CORROSIÓN POR EFECTO COMBINADO DE DIOXIDO DE CARBONO, SULFURO DE HIDRÓGENO Y OTROS FACTORES Concentración H2S
Efecto de la temperatura y temperatura y la concentración del H2S en el mecanismo de corrosión por CO2
°
Tipo I (60 C)
°
Tipo II (100 C)
°
Tipo III (150 C)
FeCO3
Sin H2S o < 3,3 ppm
33 ppm
Fe 2+ Fe
FeCO3
Fe 2+
FeS
Fe 2+
FeCO 3
FeS
FeCO3
Fe 2+
Fe 2+
FeS FeS
FeCO3
FeS
FeCO3
FeS
>330 ppm
FeCO3
2+
FeS
FeCO3
FeS
DETERMINACIÓN DEL TIPO DE CORROSIÓN PREDOMINANTE Uno de los indicadores del mecanismo de corrosión que tenemos presen sente es la relación entre las pre presio siones nes par parcia ciales les de CO2 y H2S.
p CO2 p H2S > 200
Corrosión por Dióxido de carbono
p CO2 < 200 p H2S
Corrosión por Sulfuro de Hidrógeno
A diferencia del CO2 , el H2S a baj bajas as tem temper peratu aturas ras (<60 C), pue puede prom promov over er la formación de una capa de su sulf lfur uro o de hi hier erro ro..
DETERMINACIÓN DE LA SUSCEPTIBILIDAD A CORROSIÓN POR H2S Se emplea la norma NACE MRO 175-98 para determinar la susceptibilidad del material a sufrir daño por sulfuro de hidrógeno al ser expuesto a un ambiento ácido, es decir que contenga agua libre y H2S en cantidades por encima de 0,05 psi de su presión parcial. Por otro lado la norma indica que la dureza del material debe ser mayor de 22 Rc para que el material se considere susceptible a la corrosión bajo tensión en presencia de sulfuros.. sulfuros
CORROSIVIDAD DEL H2S SOBRE EL ACERO AL CARBONO DE BAJA ALEACIÓN
En el caso del H2S, considerando concentraciones en gas del 1% y 60 bar en pozo, la Presión parcial de 0,6 bar puede significar régimen de transición o Sour Service dependiendo del pH que también estará influido por la concentración de CO3Ca.
Finalmente, debemos recordar que el efecto del H2S sobre acero al carbono de baja aleación depende del nivel de tensión de fluencia del fluencia del acero en cuestión. Por
encima de los 90.000psi de 90.000psi de tensión de fluencia el efecto será el de SSC de SSC (sulphide stress cracking), es cracking), es decir, el H atóm atómic ico o que pene penetr tra a en la red red cris crista talilina na del del acer acero o
genera
fragilización
y
puede
llevar
a
fracturas
catastróficas. A tensio ion nes de flu luen enc cia men eno ore ress los problemas estarán más ligados al HIC HIC (hi hidr drog ogen en
induced cracking) que se relaciona con el tamaño y forma de las inclusiones no metálicas en el acero.
Hydrogen Sulfide (H2S) Corrosion
H S Attack
FeS Crystals
H2S Attack on Sucker Rods
H2S Attack on Sucker Rods Followed by Corrosion Fatigue Break
Sulfide Stress Cracking
A Failure Due to Sulfide Stress Cracking of Casing Collar
Hydrogen Embrittlement of a Drill Collar
PROBLEMAS ASOCIADOS ASOCIADOS CON LA CORROSIÓN POR CO2 Y H2S Corrosión en las operaciones de perforación: Frecuentemente los problemas de corrosión corrosión están asociados a los fluidos de perforación base agua . Disminución ión del pH del lodo Floc Flocul ulac ació ión n del del lodo lodo Pérd Pérdid idaa de las las prop propie ieda dade dess reo reológi lógica cass del del lodo lodo Putr Putref efac acci ción ón del del lodo lodo En el tu tubi bing ng pu pued eden en pr pres esen enttar arse se pr prob oble lema mass com omo: o: •
•
Taponamiento incrustaciones
p or
presencia
de
hidratos
o
Corro Corrosi sión ón por por picad picadura urass Corros rosión galvá lvánica ica en aquell uellas as área reas don donde se util ilic icen en diferentes materiales como es el caso de las áreas de nd ción ción de ie de la fo ió
PROBLEMAS ASOCIADOS CON LA CORROSIÓN POR CO2 Y H2S Otro problema asociado con la presencia de Dióxido de Carbono y Carbono y Su Sulf lfur uro o de Hi Hidr dróg ógen eno o es la fo form rmac ació ión n de hi hidr drat atos os en tuberías y equipos que operen a temperaturas y presiones que favorezcan la formación de estos compuestos. La formación de Hidratos origina: Altas presiones de bombeo. Obs Obstruc trucci cion ones es de pozo pozoss prod produc ucto tore ress y líne líneas as.. Pérdi rdida de eficie cienci ncia de equi uip pos de transferencia de calor. Fall Fallas as de equi quipos pos. Corro Corrosi sión ón bajo bajo depó depósi sito tos. s.
FORMACIÓN DE HIDRATOS Los hidratos de gas natural son sustancias sólidas en forma de cristales de color blanco formadas cuando el agua líquida y algunos hidrocarburos ligeros, principalmente C1 (metano), C2 (etano), C3 (propa (propano) no),, se combin combinan an física físicamen mente te bajo bajo cierta ciertass condic condicion iones es de presión y temperatura. •
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Altas presiones y bajas temperaturas favorecen la formación de hidratos de gas natural pu pudiéndose ose formar aún a temperaturas temperaturas superiores a la del congelamiento del agua. Presencia de agua líquida, por tal motivo el contenido de agua en un gas natural debe ser disminuido a valores tales que en ningún lugar del sistema se alcance el punto de rocío especialmente con gases que contengan CO2 ó H2S que formarán ácido con agua condensada.
FORMACIÓN DE HIDRATOS •
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•
•
•
•
Medios Medi os de agit agitac ació ión n del agua y gas. La turbulencia, alta velocidad de flujo, presión pulsante, agitación, inducen la formación de los primeros cristales de hidrato y una vez que esto ocurre el fenómeno de cristalización se hace más rápido. La temperatura a la cual comenzará la formación de obti tien ene e de gráf gráfic icos os co cons nstr trui uido doss en base base a dato datoss hidratos se ob expe experi rime ment ntal ales es par para una una pres presió ión n espe especi cifi fica cada da y un gas gas cuy cuya densidad conocemos. La temp temper erat atur uraa de form formac ació ión n de hi hidr drat atos os será mayor a medida que aumente la densidad del gas. Una vez formado formado el hidrato hidrato no queda alternativ alternativa a que disminuir disminuir la presión para producir su disolución ocasionando la pérdida de gas que es venteado a la atmósfera. La desaparición de hidratos pued puede e demo demorrar y ser ser difí difíci cill de alcanzar. Cristales macroscópicos permanecen por grandes periodos luego que los hidratos han desaparecido.
FORMACIÓN DE HIDRATOS
Producción primaria
El ataque se presenta en forma picaduras y se incrementa con la pres presen enci ciaa de oxigeno oxigeno.. En el balancín el daño por corrosión en presencia de dioxido de carbono se presenta frecuentemente en el vástago y se agrava por la continua acción de compresión-extensión que sufre el mismo, así como por la constante abrasión a la que este es
LÍNE LÍNEAS AS DE TRAN TRANSP SPOR ORT TE Para sistemas de gas húmedo con bajas velocidades de flujo, flujo, comprendidas entre 0 y 4,5 m/s, existen mayores posibilidades de un ataque un ataque corrosivo localizado. localizado. En los sistemas de gas con gas con velocidades de flujo moderadas ubicadas moderadas ubicadas en el rango de 4,5 a 7,5 m/s, el agua se presenta en flujos continuos a lo largo del fondo de la tubería y atomizada atomizada en el resto de la línea, con lo que se obti obtien enen en dife difere rent ntes es grad grados os y tipo tiposs de ataque corrosivo, siendo más severo en el fondo de la línea (ataque localizado). A velocidades altas, altas, superiores a los 7,5 m/s el agua se encuentra atomizada en toda la superficie interna de la línea de gas por lo que en general y dependiendo del contenid nido de agua agua,, ocurre un ataque general de moderada intensidad.
Los
patrones
de
f lu j o
son
las distintas
configuraciones que configuraciones que forman dos o más fases al fluir al fluir juntas por juntas por un conducto. Estos han sido estudiados tant tanto o teór teóric ica a co como mo expe experi rime ment ntal alme ment nte e co con n el objeto de explicar sus ventajas y desventajas en el transporte de crudos.
En
este
patrones
caso
los
de flujo se
correlacionan empí em píri rica came ment nte e funciones
como co mo
de
las
velo ve locid cidad ades es de fl fluj ujo o y las propiedades mismo densidad, superficial).
del
(viscosidad, tensión
Flujo de Burbujas o Espuma En este tipo de flujo las burbujas de gas se encuentran dispersas en el líquido, ocurren velo veloci cid dades ades sup superfi erfic ciale ialess de 1,5 1,5 a 4,5 4,5 m/s m/s y las las velocidades superficiales del gas van de 0,3 a 3 m/s
Flujo en forma de Tapón En este tipo de flujo se registran tapones alternos de líquido y gas que se desplazan a lo largo de la parte superior de la tubería, ocurre a velocidades supe superf rfic icia iale less in infe ferrio iore ress a 0,6 0,6 m/s m/s y velo veloci cida dade dess superficiales del gas menores de 0,9 m/s.
Flujo Estratificado En este modelo, el líquido fluye a lo largo de la base de la tubería y el gas lo hace sobre una entrecara suave líquido ido-gas, se produce con velo velocid cidad ades es supe superf rfic icia iale less del del líqu líquido ido me meno nore ress de 0,15 m/s y con velocidades superficiales de gases que van más o menos de 0,6 a 3 m/s.
Flujo Ondular Este patrón es similar al estratificado, excepto que la entrecara tiene ondas que se desplazan en la dire irecció ión n del flujo. Esto sto ocur curre a velocida idades superficiales del líquido menores a 0,3 m/s y velocidades del gas de 4,5 m/s aproximadamente.
Flujo Slug El patr patrón ón de fluj flujo o Slug Slug se cara carac cteri teriza za por por largas burb bu rbuj ujas as,, co con n di dife fere rent ntes es ta tama maño ñoss y ve velo loci cida dade dess (denominadas burbujas de Taylor), elevándose de manera fortuita a través de un fluido líquido, el cual es subdi subdivid vidido ido en co compa mparti rtimie miento ntoss de lon longit gitud udes es inconstantes.
Flujo Anular En este patrón, el líquido fluye como una película en torno a la pared interna de la tubería y el gas fluye como co mo si fuera fuera el núcleo núcleo.. Ad Ademá emáss existe existe una porció porción n del líquido que es arrastrada en forma de rocío por el núcle nú cleo o cent centra rall de gas. gas. Este Este tipo tipo de fluj flujo o se prese present nta a para velocidades superficiales del gas, mayores a 6 m/s aproximadamente. aproximadamente.
Rocío o Flujo Disperso En este modelo, casi todo el líquido es arrastrado por el gas en forma de gotas finisimas, ocurre probablemente a velocidades superficiales de gas, mayores de 60 m/s.
Diagrama para Sistema Bifásico Gas/Agua
Patrón de de Fl Flujo
Ubicación de del ag agua li libre
Turbulencia del Agua
Tipo de Corrosión
Bifásico Gas/Agua Flujo Estratificado
Inferior
Estancada a Laminar
Corrosión bajo depósitos Picadura del AISI
Flujo Slug
Mayormente inferior, mezcla
Muy turbulenta
Corrosión inducida por Flujo
Flujo Anular
Circunferencial
Turbulenta
Corrosión inducida por Flujo
Bifásico Hidrocarburo/Agua Flujo Segregado
Inferior
Estancada a Laminar
Corrosión bajo depósitos Picadura del AISI
Flujo Mezclado
Mayormente inferior, mezcla
Laminar a Turbulenta
Corrosión bajo depósitos
Flujo Disperso
Mezcla
Turbulenta
Corrosión inducida por Flujo
Trifásico Gas/Hidrocarburo/Agua Flujo Estratificado
Inferior, separado
Estancada a Laminar
Corrosión bajo depósitos Picadura del AISI
Flujo Slug
Mayormente inferior, mezcla
Muy turbulenta
Corrosión inducida por Flujo
Flujo Anular
Circunferencial
Posiblemente Turbulento
Corrosión inducida por Flujo
PATRONES DE FLUJO EN TUBERÍAS VERTICALES
Efectos del Patrón de Flujo Los daños por corrosión se presentan donde los patrones de flujo son interrumpidos o modificados, pues se rompe el equilibrio hidrodinámico del fluido, incrementando la velocidad de corrosión en zonas cercanas a la perturbación: Soldaduras. Cambios de diámetro. Picaduras ya existentes. Placas orificios. T, codos, U, etc.
CORROSIÓN Y PATRONES DE FLUJO Los problemas de corrosión generalmente se presentan son:
que
Corrosión por Picaduras Corrosión Generalizada
Métodos para disminuir los efectos de los patrones de flujo Minimizar la turbulencia. Utilizar aleaciones resistentes a la corrosión. Modificar el fluido. Minimizar las perturbaciones del flujo. Modificar regímenes de flujo.
MUCHAS GRACIAS
POR SU ATENCIÓN…
