CORROSIVIDAD DE CRUDOS PESADOS.pdf

Semillero de Corrosión
UIS-ICP
CORROSIVIDAD DE
CORROSIVIDAD DE
CRUDOS PESADOS
CRUDOS PESADOS

UIS-ICP
Carlos Laguado
Fabián Alberto Oviedo Téllez
Carlos Andrés Pabón Mendoza
Blanca Elizabeth Porras Arévalo
CORROSIVIDAD DE
CORROSIVIDAD DE
CRUDOS PESADOS
CRUDOS PESADOS

UIS-ICP
CONTENIDO
Introducción
Introducción
Fundamentos de Corrosión
Fundamentos de Corrosión
Agentes Corrosivos en Crudos Pesados
Agentes Corrosivos en Crudos Pesados
Micro bacterianos
Micro bacterianos
Oxígeno
Oxígeno
Azufre
Azufre
H2S
H2S

UIS-ICP
… CONTENIDO
Ácidos Nafténicos
Ácidos Nafténicos
CO2
CO2
Sales
Sales
Metales Pesados
Metales Pesados
Sinergia
Sinergia
Monitoreo e Inspección
Monitoreo e Inspección
Corrosión Vs Códigos
Corrosión Vs Códigos

UIS-ICP
¿Qué es Corrosividad?
“Capacidad de una sustancia de dañar
o destruir materiales o tejidos
orgánicos por su acción química con
dicho material”

UIS-ICP
¿Qué es Corrosión?
“La corrosión es el resultado
destructivo de una reacción
electroquímica entre el metal y el
ambiente operativo al que se somete”
Fuente: http://www.norrisrods.com/spanish/failureanalysis-s.html

UIS-ICP
¿Porqué Estudiar La Corrosividad De Los
Crudos Pesados?
D Las reservas de crudo liviano del país
se están agotando.
D Este problema ya es conocido, sin
embargo, ha sido publicado
relativamente poco al respecto,
D El sector de hidrocarburos colombiano
es uno de los más importantes, el cual
es la base fundamental de las finanzas
del estado durante los últimos años.

UIS-ICP
D Los efectos de la corrosión sobre
instalaciones y equipos industriales
produce anualmente pérdidas que
alcanzan en los países
industrializados el 3% del PIB.
D La Corrosión está presente en
todos los puntos del proceso,
desde el fondo de pozo hasta las
líneas de transferencia hacia las
refinerías.
1989 Phillips Refinery - Houston Texas

UIS-ICP
¿Qué se busca evitar?
D Paradas no programadas.
D Desabastecimiento de
combustible.
D Accidentes con posibles
pérdidas humanas.
D Disminución de las regalías
para la región.
D Pérdidas económicas.

UIS-ICP
Fallas en la Industria
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 33%.
Tipos de Fallas %
Corrosión 33
Fatiga 18
Daño mecánico 14
Fractura frágil 9
Defectos de Fabricación 9
Defectos de soldadura 7
Otros 10

UIS-ICP
En Dónde se Presenta la Corrosión?

UIS-ICP
MECANISMOS DE CORROSIÓN
La Corrosión es un proceso electroquímico, para que la corrosión
ocurra, una corriente eléctrica debe pasar a través del metal a
corroerse.
Para esto, debe existir una fuente de voltaje y un circuito eléctrico
completo, así:
DFuente de Voltaje
D Circuito Eléctrico
9 Ánodo
9 Cátodo
9 Electrolito

UIS-ICP
Mecanismos de Corrosión
Fuente de Voltaje
D La fuente de voltaje es la energía almacenada durante el
proceso de refinación del metal original
D Los metales requieren diferente cantidad de energía, esto a su
vez origina diferentes tendencias a ser corroído.
D La Fuerza Electromotriz es el voltaje requerido para perder o
ganar electrones (o ser oxidado/reducido).

UIS-ICP
Fuente de Voltaje - Serie Galvánica
Energía Metal Volts (1) Tendencia
Mayor Energía requerida Magnesio -2,37 Mayor tendencia a ser
para la refinación Aluminio -1,66 corroìdo
Zinc -0,76
Hierro -0,44
Estano -0,14
Plomo -0,13
Hidrogeno 0,00
Cobre 0.34 to 0.52
Plata 0,80
Menor Energía requerida Platino 1,20 Menor tendencia a ser
para la refinación Oro 1.50 to 1.68 corroìdo
(1) Comparado con Electrodo de Hidrógeno estándar

UIS-ICP
Circuito Eléctrico
El circuito eléctrico se compone de Ánodo, Cátodo y Electrolito
D ANODO
Es la parte de la superficie metálica que se corroe o disuelve en el
electrolito. La reacción para el hierro es:
Fe0 Fe++ + 2e-
Átomo de Hierro Ion Hierro Electrones
Esta pérdida de electrones es llamada OXIDACION. El Ion hierro
va en solución y los dos electrones son dejados en el metal

UIS-ICP
Circuito Eléctrico (cont)
D CATODO
Es la porción de la superficie metálica que no se disuelve. Es el
lugar de la reacción química que absorbe los electrones generados
en el ánodo. Existen dos principales posibles reacciones en el
cátodo:
9 Reacción de Evolución de Hidrógeno
2H+ + 2e- H2
9 Reacción de Absorción de Oxígeno
O2 + 2H2O + 4e- 4OH-

UIS-ICP
Circuito Eléctrico (Cont.)
ELECTROLITO
ELECTROLITO: Las reacciones anteriores solamente ocurrirán
si la superficie metálica está cubierta por una solución
eléctricamente conductiva.
DEl agua es un electrolito cuya conductividad eléctrica
incrementa en función de la cantidad de sales o incremento de
iones. El electrolito conduce la corriente desde el Ánodo hacia el
Cátodo.
DLa combinación del Ánodo, Cátodo y Electrolito es llamada
CELDA DE CORROSION

UIS-ICP
Celda de Corrosión
Anodo
Anodo Catodo
Catodo
Fe+2
Fe+2
2H+ 2H+
H2 H2
2e-
2e-
Electrolito
Electrolito
Fuente: Nalco Exxon Energy Chemicals

UIS-ICP
La Corrosión del Acero
D Hierro está en aleación con pequeñas cantidades de Carbono
(0,2-1%), formando Fe0 y Fe3C
D En una celda de corrosión, el hierro actúa como Ánodo y se
corroe, y el Fe3C actúa como Cátodo
Anodo
Anodo C
Cá
átodo
todo
Fe+2
Fe+2
H+ H+
H2 H2
e-
Fe Fe3C
H2 H2

UIS-ICP
Factores que Influencian los Mecanismos
de Corrosión
D Composición del Electrolito
9 Conductividad
9 pH
9 Sales
D Efectos Físicos
9 Temperatura
9 Presión
9 Velocidad
D Gases Disueltos

UIS-ICP
Composición del Electrolito (cont)
D pH: es un medio para medir la alcalinidad/acidez de un
agua. El rango de pH es expresado como una escala desde
0 a 14, y es el Logaritmo negativo de la concentración de
iones H+
pH = - Log [H+]
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
ACIDIC ALKALINE
NEUTRAL

UIS-ICP
CORROSIÓN UNIFORME
D Quizá una de las formas mas
comunes de corrosión, en
esta forma de corrosión se
ataca por completo el
material de manera
homogénea, formando así
una capa uniforme sobre la
superficie del metal.
D Este tipo de corrosión es
buscado en la industria
principalmente por que la
capa formada en la superficie
adquiere un carácter
protector.
Handbook of Corrosión Engineering. Pierre R. Roberge

UIS-ICP
CORROSIÓN GALVÁNICA
D Este tipo de corrosión
se da por la presencia
de 2 metales distintos
en un mismo medio
corrosivo, esto
genera un potencial
eléctrico y se genera
corrosión en el
ánodo.

UIS-ICP
CORROSIÓN EN GRIETAS
es localizado, pero su
localización es amplia,
es decir el radio de la
grieta es bastante
amplio.
se da principalmente
por estancamientos de
fluido.

UIS-ICP
CORROSIÓN POR PICADURAS
D Es una corrosión muy
localizada, no es fácil de
detectar debido al tamaño
de las fallas que produce.
D Este tipo de corrosión debe
ser evitado a toda costa,
debido a que es difícil de
conocer si una pieza se
encuentra en estado crítico
y por lo tanto las fallas no
se podrán evitar fácilmente.

UIS-ICP
CORROSI
CORROSIÓ
ÓN INTERCRISTALINA
N INTERCRISTALINA
también una forma
localizada de ataque, es
muy perjudicial encontrar
este tipo de corrosión en
un material, ya que su
falla se produce con
mucha rapidez.
asociada principalmente
a la microestructura del
material. Handbook of Corrosión Engineering. Pierre R. Roberge

UIS-ICP
CORROSI
CORROSIÓ
ÓN SELECTIVA
N SELECTIVA
D Este es un tipo muy raro de corrosión, en el cual
uno de los componentes del metal expuesto al
medio corrosivo es eliminado de éste por la
acción de dicho medio.
D Este tipo de corrosión solo es posible de
detectar por una examen microscópico.

UIS-ICP
CORROSION EROSION
D Esta clase de
corrosión es debida al
efecto de materiales
abrasivos dentro del
medio corrosivo y la
acción conjunta de
estos 2 agentes
atacantes en el metal.

UIS-ICP
CORROSION BAJO ESFUERZOS
CORROSION BAJO ESFUERZOS
D Esta forma de corrosión
esta afectada por el
efecto de los esfuerzos
tanto internos como
externos.
D La corrosión bajo
esfuerzos es una forma
localizada de ataque, que
se caracteriza por dirigir
la corrosión según la
dirección en que este
aplicado el esfuerzo
sobre el material
metálico.
Handbook of Corrosion Engineering. Pierre R. Roberge

UIS-ICP
AGENTES CORROSIVOS
AGENTES CORROSIVOS
CRUDOS PESADOS
CRUDOS PESADOS
http://amdataproducts.com/index.html?http://www.amdataproducts.com/home.html

UIS-ICP
MICROBIOLOGÍA INFLUENCIADA
POR LA CORROSIÓN
D La relación existente entre destrucción y degradación
en superficies metálicas se dan en varias formas
viables:
D Fondo :
Microbiología
Metalurgia
Electroquímica
Química de volumen de agua
D Biopelícula
D Biocorrosión
D Biodeterioración

UIS-ICP
CORROSIÓN MICROBIANA
D Corrosión causada por microorganismos, aplicándose a materiales
metálicos y no metálicos.
D Existen varios tipos de bacterias.
Sulfato-Reductoras Æ Produce sulfuro de hidrógeno y
pueden causar agrietamimientos
Acidothiobacillus Æ Producen el acido sulfhídrico.
Thiooxidans Æ dañan con frecuencia las alcantarillas.
Ferrooxidans Æ oxidan directamente el hierro para formar
hidróxido de hierro.
Otras bacterias Æ que producen varios ácidos, orgánicos
y mineral, o el amoníaco.

UIS-ICP
BIOPELÍCULAS
D La Biopelícula comienza a formarse en el instante en
que una superficie metálica es sumergida en el agua.
D Es una masa microbial compuesta de bacterias
acuáticas, algas, hongos y otros organismos.
D Fijación – Crecimiento
Este crecimientos se da en cuatro fases:
* Condicionamiento
* Adhesión por especies bacteriales pioneras
* Colonización de otros organismos
* Acumulación

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FORMACIÓN DE BIOPELÍCULAS
ASM Metals Handbook, 1987, Vol 13, corrosión

UIS-ICP
FORMACI
FORMACIÓ
ÓN DE BIOPEL
N DE BIOPELÍ
ÍCULAS
CULAS
ASM Metals Handbook, 1987, Vol 13, corrosión, ASM Internacional;Metal, Park, p.492

UIS-ICP
C
CÉ
ÉLULAS MICROBIOL
LULAS MICROBIOLÓ
ÓGICAS
GICAS
D Usualmente pueden ser:
Sessile: atadas dentro de una película, usualmente en algún
solidó.
Estas células son inmovilizadas con respecto al medio
circundante.
Planktonic: flotan libremente en el flujo ambiental, moviéndose
con el flujo del agua.
Estas células son dispersadas en fases acuosas,
permitiendo así su respectiva dinámica.

UIS-ICP
CÉLULAS MICROBIOLÓGICAS
Book Gessey’s work, corrosión

UIS-ICP
BIODEGRADACIÓN
D Describe las formas de crecimiento biológico sobre superficies en
contacto con agua natural.
D CHARACKLIS la define como formación indeseable de depósitos
sobre superficies de equipos, las cuales decrece significativamente
su vida útil y su rendimiento.
D Esta forma de degradación reduce el flujo de agua a través de
permutadores calientes, las cuales al hacerlos girar reducen las
propiedades de transferencia de calor y poder degradar sistemas
enteros.
D Los sistemas de agua refrigeradas son localizaciones atractivas
para el crecimiento de microbios y formación de biopelículas.

UIS-ICP
BIOCORROSIÓN
D Cuando la biodegradación se adelante a la corrosión de superficies
metálicas, estos procesos terminaran en biocorrosión.
D La corrosión es fuertemente asociada con las biopelículas y
polímeros extracelulares.
D La mayoría de las mezclas en la ingeniería son susceptibles a esta
problemática tan estricta.

UIS-ICP
Bacteria Causante de Corrosión Activa
Costerton, J.W. Geesey, G.G. and Jones,P.A., 1987, “
Biopeliculas bacteriales en relación a monitoreo de corrosión interna
y biocides ”, corrosión/87 paper no. 57,.

UIS-ICP
BIODETERIORACIÓN
D Mediador biológico de rotura – baja o destrucción de materiales.
D No se debe confundir con biodegradación.
D La diferencia radica en sus propósitos específicos:
Cuando la deteriorización no es proyectada se le llama
biodeteriorización.
Cuando la deteriorización es proyectada se le llama
biodegradación.

UIS-ICP
CORROSIÓN BIOLÓGICA
D PASIVA: Causada por sustancias químicamente inertes (vivas o
muertas).
se presentan masa biológicas cuyos procesos
metabólicos no influyen materialmente en la
corrosividad.
Grietas por corrosión inducida
por el esfuerzo en un tubo de
un condensador

UIS-ICP
D ACTIVA: comúnmente el ataque los causan los microorganismos
Deben estar presentes cuatro factores para un diagnóstico de
corrosión por influencia microbiológica.
D Presencia de microorganismos o de sus subproductos.
D Morfologías de corrosión morfológicamente únicas.
D Productos y depósitos de corrosión específicos.
D Condiciones ambientales compatibles.
Estos factores son únicos para bacterias específicas.

UIS-ICP
D Bacteria sulfato reductoras : muchas veces causan ataques localizados
intensos. Se forman depresiones hemisféricas discontinuas en la
mayoría de las aleaciones incluyendo aceros inoxidables, aluminio,
aceros al carbono.
Tubo de aluminio de un
Æ intercambiador picado severamente
originado debajo de una capa de babaza.
Picadura en la superficie por el lado
del agua de un tubo carpenter 20 Å
en un intercambiador de calor

UIS-ICP
Picaduras pequeñas en una placa
de acero 316, un área de color claro Æ
abarca el grupo de picaduras
Figura anterior, presencia de contornos
Å hemisféricos tersos en las picaduras y
la tendencia de las picaduras a formar
grupos

UIS-ICP
BACTERIAS DE AGUAS
D Bacterias presentes en el
agua proveniente de
operaciones de la
producción del petróleo,
causantes de
taponamientos en líneas,
tanques, o en las mismas
formaciones del
yacimiento
Standard Methods for
examinations of water and
wastewater, 19 edition.1995

UIS-ICP
Corrosi
Corrosió
ón por O
n por O2
2

UIS-ICP
OX
OXÍ
ÍGENO
GENO
D El oxígeno diatómico u oxígeno gaseoso es un
compuesto químico binario que se compone de dos
átomos de oxígeno. Es un gas (a condiciones
normales de presión y temperatura) incoloro,
inodoro e insípido. Existe una forma molecular
formada por tres átomos de oxígeno, O3,
denominada ozono.
D El oxigeno reacciona con la totalidad de los metales
(excepto los metales nobles) provocando la
corrosión.

UIS-ICP
D El oxígeno disuelto ataca las tuberías de acero al
carbono formando montículos o tubérculos, bajo los
cuales se encuentra una cavidad o celda de corrosión
activa: esto suele tener una coloración negra, formada
por un óxido ferroso- férrico hidratado.

UIS-ICP
Ox
Oxí
ígeno
geno
D El Oxígeno es el gas de mayor potencial para la corrosión. El Oxígeno
disuelto a bajas concentraciones (<1 ppm) puede causar corrosión. Su
combinación con CO2 y H2S incrementa drásticamente la
corrosividad.
D El Oxígeno acelera la corrosión en dos formas:
9 Como un Despolarizador: El O2 se combina con los electrones
evitando la formación de polarización.
9 Como un Oxidante: La oxidación del ion ferroso (Fe++) a ion férrico
(Fe+++) incrementa la rata de corrosión a pH por arriba de 4.
D La solubilidad de los gases en los líquidos disminuye como la
temperatura aumenta. El O2 es menos soluble en salmuera que en
agua fresca.

UIS-ICP
Ox
Oxí
ígeno
geno
D Las reacciones de corrosión normales en un sistema oxigenado son:
4Fe 4Fe++ + 8e-
4Fe 4Fe+++ + 4e-
4Fe 4Fe+++ + 12e- (Reacción en Anodo)
4Fe 4Fe+++ + 12e- (Reacción en Anodo)
Por balance de electrones,
4Fe + 3O2 + 6H2O 4Fe+++ + 12OH-
Finalmente,
4Fe +++ + 12OH- 4Fe(OH)3

UIS-ICP
D La cantidad de oxígeno presente en el agua es función de la
presión del sistema, temperatura y contenido de cloruros.
Temperatura
(C) A B C
0 14.6 13.0 11.3
5 12.8 11.4 10.1
10 11.3 10.1 9.0
15 10.1 9.1 8.1
20 9.1 8.3 7.4
25 8.4 7.6 6.7
30 7.6 6.9 6.1
A Cloruros = 0 ppm
B Cloruros = 10000 ppm
C Cloruros = 20000 ppm
Solubilidad de Oxígeno (ppm)

UIS-ICP
Descripci
Descripció
ón del Da
n del Dañ
ño
o
Química de la corrosión por Oxígeno.
Aunque algunos detalles de la química de la corrosión del
oxígeno no se entienden completamente, la reacción química
puede ser explicada de la siguiente forma:
2Fe + 3/2O2 + H2O Æ 2FeO (OH) Æ Fe2O3 + H2O
Hierro Oxigeno Agua Oxido ferroso Oxido Férrico Agua
Esta ecuación muestra que el hierro combina con el oxigeno y el
agua para formar un óxido.

UIS-ICP
D Este tipo de corrosión se puede identificar por el color de
sus productos, para el FeO(OH) (amarillo) y el Fe2O3
(naranja), estos son los productos de corrosión en el acero.
D El contacto entre la superficie del metal y los gases
ácidos, tales como bióxido de carburo y sulfuro de
hidrógeno aumentan generalmente el índice de la
corrosión.

UIS-ICP
Corrosión en el pozo del petróleo (Oil Wells)
D Aunque la mayoría de los hidrocarburos no
reaccionan con el oxígeno en las temperaturas de
los depósitos, el crudo contiene un número de otros
compuestos orgánicos que reaccionan fácilmente
con el oxígeno.
D La corrosión del oxígeno se encuentra en los equipos
utilizados en la extracción del crudo en el fondo del
yacimiento.

UIS-ICP
Corrosión en el tubo de perforación
(Drill Pipe)
D El oxígeno y los esfuerzos
repetidos (Fatiga) se
consideran la principal causa
por la que fallan los tubo de
perforación.
D Durante la perforación, la
presencia del oxígeno en el
lodo agrava la acción de la
fatiga (Corrosión de fatiga).

UIS-ICP
Corrosión en el tubo de perforación
(Drill Pipe)
D Los hoyos causados por
la corrosión del oxígeno
y las fisuras del tubo se
concentran y aumentan
las tensiones locales del
tubo de perforación por
lo tanto produce
agrietamientos en el
tubo.

UIS-ICP
Otros Problemas…
D Entre los otros problemas
de corrosión tenemos las
cantidades pequeñas de
los productos de corrosión
los cuales pueden causar
taponamientos en los
equipos de bombeo en los
yacimientos del crudo.

UIS-ICP
Otros Problemas …
D En cuanto a los
Oleoductos se encuentra
el mismo problema de los
crudos livianos pero mas
frecuente por las
cantidades de agua que
se necesitan en su
transporte y por la
humedad del ambiente.

UIS-ICP
Á
ÁCIDO SULFH
CIDO SULFHÍ
ÍDRICO
DRICO
Análisis de Fallas. Clayton T. Hendricks

UIS-ICP
FORMAS DE ATAQUE DEL H
FORMAS DE ATAQUE DEL H2
2S
S
D El H2S es uno de los
principales factores
corrosivos presentes en el
crudo su reacción con el
metal se da así:
H2S+Fe+H2O FeYSX+2H
D El H2S tiene 2 formas
principales de ataque:
Formación de sulfuros.
Ataque por hidrógeno.

UIS-ICP
FORMACI
FORMACIÓ
ÓN DE SULFUROS
N DE SULFUROS
D En el proceso de formación de sulfuros se pueden
formar distintos tipos de capas sobre el material que
esta siendo sometido al medio corrosivo. La capa
formada dependerá del PH y de la concentración de
H2S.
D Existen diversos factores que influyen de formas
distintas en la formación de sulfuros, tales como
temperatura, % de agua, concentración de H2S,
concentración de otros factores corrosivos, velocidad de
fluido y esfuerzos.

UIS-ICP
TEMPERATURA
TEMPERATURA
D La temperatura es uno de los factores
externos más importante a tener en cuenta.
D La formación de sulfuros a medida que
aumenta la temperatura se hace más rápida,
pero como particularidad de este proceso este
incremento vertiginoso se frena en una
determinada temperatura que depende de la
composición del crudo. Una vez alcanzada
esta temperatura limite la velocidad de
corrosión comienza a disminuir si se aumenta
la temperatura aun más.

UIS-ICP
ESFUERZOS
ESFUERZOS
D Quizá el factor externo mas
importante en este proceso de
corrosión es el de los esfuerzos,
estos puede ser residuales o
externos.
D En la corrosión los esfuerzos
concentran la corrosión en
determinadas zonas, concentrando
así la fragilización del metal solo en
ciertas partes de los equipos.
D Para este caso los sulfuros se
localizan y producen fallas
prematuras al fragilizarse solo una
pequeña capa de material.

UIS-ICP
H
H2
2O, H
O, H2
2S, Otros Agentes Corrosivos Y
S, Otros Agentes Corrosivos Y
Velocidad De Fluido.
Velocidad De Fluido.
D Otro factor influyente en la velocidad de corrosión es la
concentración propia del H2S, la cual a medida que aumenta
afecta de la misma forma la corrosión, dado el carácter auto
catalítico de este componente.
D En el caso del agua no afecta directamente la velocidad de
corrosión por H2S, pero aumenta la solubilidad de éste en el
crudo, aumentando así la concentración de H2S en la mezcla
y por ende la velocidad de corrosión.
D La velocidad de fluido aumenta la velocidad de corrosión,
pero según la capa de sulfuros que se me forme y la
solubilidad que esta tenga en el crudo este aumento puede
ser pequeño o muy severo.

UIS-ICP
DIFUSI
DIFUSIÓ
ÓN DE HIDR
N DE HIDRÓ
ÓGENO
GENO
D La fragilización por hidrógeno
se da básicamente por la
difusión de hidrógeno en el
metal expuesto al H2S.
D Los 2 posibles mecanismos de
formación de hidrogeno por la
reacción catódica del H2S son:
H2S H++HS-; H2S 2H++S-2.
D Una vez en el interior el
hidrogeno atómico tiende a
quedar atrapado en zonas de
alta energía, y allí se recombina
formando hidrógeno molecular. UHLIG'S CORROSION HANDBOOK, R. Winston Revie

UIS-ICP
AMPOLLAMIENTO POR HIDR
AMPOLLAMIENTO POR HIDRÓ
ÓGENO
GENO
D Una vez se ha formado
una gran cantidad de
hidrógeno molecular dentro
de la trampa se forman
“bolsas” de hidrógeno,
estas bolsas se van a
evidenciar en la superficie
del metal en forma de
ampollas.
UHLIG'S CORROSION HANDBOOK, R. Winston Revie

UIS-ICP
GRIETAS INDUCIDAS POR HIDROGENO
GRIETAS INDUCIDAS POR HIDROGENO
D Al aumentar el tamaño la
cantidad de hidrógeno
dentro de las ampollas,
comenzaran a aparecer
grietas en los extremos de
estas, convirtiéndose estas
grietas en nuevas trampas
para el hidrógeno que
difunde en el metal, y
propagándose así a
medida que se hace mayor
la presión dentro de éstas.

UIS-ICP
FRAGILIZACI
FRAGILIZACIÓ
ÓN POR HIDR
N POR HIDRÓ
ÓGENO
GENO
D En general la fragilización por
hidrógeno es todo el proceso
de formación de grietas en el
interior del metal que esta
expuesto a medios de H2S.
D La fragilización por hidrógeno
se ve influenciada por
distintos factores:
concentración de H2S,
porcentaje de agua,
temperatura, composición
química del material y
esfuerzos entre otros.

UIS-ICP
FACTORES QUE AFECTAN LA
FACTORES QUE AFECTAN LA
FRAGILIZACI
FRAGILIZACIÓ
ÓN POR HIDR
N POR HIDRÓ
ÓGENO
GENO
D Concentración de H2S: Básicamente a medida que
aumenta la concentración de H2S diluido en el crudo, la
fragilización por hidrógeno se hace mas severa.
D Porcentaje de agua: Al igual que en la formación de
sulfuros su papel es aumentar la solubilidad de H2S en
el crudo.
D Composición química del material y microestructura: Los
elementos aleantes tienen distintas influencias sobre la
fragilización por hidrógeno. La microestructura es un
factor muy importante, ya que según esta se puede
aumentar la fragilización por hidrógeno o en ocasiones
puede mitigarla.

UIS-ICP
TEMPERATURA
TEMPERATURA
D La temperatura es uno de los factores más importantes
en todos lo procesos de corrosión, y en la fragilización
por hidrógeno tiene también un efecto muy importante.
Mientras que con el aumento de la temperatura la
mayoría de los procesos corrosivos tienden a ser más
severos, en el caso de la fragilización por hidrógeno
tiene el efecto contrario.

UIS-ICP
ESFUERZOS
ESFUERZOS
D Los esfuerzos cumplen también
un papel importante en la
fragilización por hidrógeno.
D Como en los procesos de
corrosión los esfuerzos tienden
a orientar también la
fragilización por hidrógeno,
produciendo así fallas
prematuras en los equipos.
D También hay que tener en
cuenta el efecto perjudicial de la
presencia en los equipos
usados de concentradores de
esfuerzos.

UIS-ICP
Preguntas
&
Sugerencias
……
FIN PRIMERA PARTE

UIS-ICP
UIS-ICP

UIS-ICP
Corrosi
Corrosió
ón a alta temperatura por
n a alta temperatura por
combusti
combustió
ón de productos del crudo
n de productos del crudo
La disolución metálica causada por la fusión de
vanadatos ha sido la principal causa del proceso de
corrosión involucrado en la degradación de aleaciones
expuestas a los productos de combustión de
combustible del crudo pesado.
Las cenizas del crudo a alta temperatura involucran
corrosión, oxidación acelerada, sulfidacion y
carburación, también influye la atmósfera local y la
composición de las cenizas.

UIS-ICP
Procesos de degradaci
Procesos de degradació
ón involucrados
n involucrados
en corrosi
en corrosió
ón por cenizas del petr
n por cenizas del petró
óleo
leo
Mecanismos de corrosión por cenizas de petróleo:
Corrosión por sales fundidas.
Altas temperaturas de oxidación.
Oxidación interna.
Sulfidación.
Carburación.

UIS-ICP
Corrosi
Corrosió
ón de sales fundidas y oxidaci
n de sales fundidas y oxidació
ón a
n a
alta temperatura
alta temperatura
Las cenizas producidas por la
combustión de combustibles
del crudo pesado están
constituidas por compuestos
tales como Pentoxido de
Vanadio, sulfato de sodio y un
numero de sales complejas
de sodio y vanadio.
Pentoxido de Vanadio V2O5
http://es.wikipedia.org/wiki/Metal_pesado/pvanadio.htm

UIS-ICP
Estos compuestos se
vuelven muy corrosivos si
ellos alcanzan su punto de
fusión, puede darse a
temperaturas de operación
en las superficies de
transferencia de calor donde
ellos se encuentran
depositados.
http://mundpt.br/gif09/gode.htm

UIS-ICP
Que afecta las velocidades de corrosi
Que afecta las velocidades de corrosió
ón de
n de
los metales???
los metales???
Las velocidades de corrosión de los metales por
V2O5(Pentóxido de Vanadio) o por vanadatos alcalinos
es afectada por la siguientes variables, algunas
independientes:
La capacidad de transporte de oxígeno contenida en
la cenizas del petróleo.
La presión parcial del oxígeno.
El mecanismo de conducción de la fusión de cenizas del
petróleo.

UIS-ICP
Quien mas...
Quien mas...
La composición de las cenizas del petróleo.
Las características de los vanadatos metálicos formados.
Las velocidades de disolución de las películas de óxido
presente.
El primer paso para el mecanismo de corrosión es la
corrosion del metal por el Vanadato y la formación de
una capa de óxido entre el metal y el deposito.

UIS-ICP
... El problema de las velocidades
... El problema de las velocidades
Si la formación del óxido no es mas rápida que su
velocidad de reacción con los compuestos fundidos, los
vanadatos pueden disolver directamente el metal, lo cual
resultaría una catastrófica velocidad de corrosión.
El factor controlante de la reacción de corrosion esta
asociado con la disponibilidad del oxígeno en la
superficie de la aleación, lo cual es determinado por las
propiedades fisicoquímicas de la escoria.

UIS-ICP
Un mecanismo básico de la protección de las aleaciones
donde la escoria es todavía sólida es la formación de
una capa rica en Cr2O3 en la interfase.
Este mecanismo de protección es eliminado por la
escoria a temperaturas altas, cuando ella es fundida.
Dos mecanismo ocurren simultáneamente, La
destrucción del Óxido protectivo normalmente y La
oxidación de la aleación.

UIS-ICP
El segundo paso en el
proceso de la corrosión, es
la disolución de óxidos
metálicos en los vanadatos
fundidos.
Los metales forman
depósitos de oxido ricos en
Cr2O3, NiO, Al2O3 los
cuales son corroídos a
velocidades mas lentas,
debido a las siguientes
razones:
Oxido de Níquel
Oxido de Cromo
http://staft.aist.go.jp/nomura-k/japanese/itscgallary.htm
http://staft.aist.go.jp/nomura-k/japanese/itscgallary020oxicro.htm

UIS-ICP
1. Tienden a cambiar a iónica la naturaleza de la
conducción del fluido, disminuyendo así la corrosividad
relativa.
2. Los depósitos de estos óxidos tienen una mejor
adherencia, así ellos pueden actuar como barrera a la
difusión del oxígeno.
3. La velocidad de corrosión global es lenta, debido a que
la velocidad de corrosión de estos óxidos es mas baja
que la del Fe2O3.

UIS-ICP
La corrosion a alta temperatura
causada al parecer por vanadio
es potencialmente mas
compleja comparada con la
corrosion causada por el
Sulfato de Sodio (Na2SO4), por
lo tanto hay cinco compuestos
en el sistema Na-V-O.
Sulfato de Sodio
http://omega.ilce.edu.mx:3000/sites/ciencia/volumen2/ciencia3/072/htm/sec_6.htm

UIS-ICP
Estos vanadatos de sodio resultan de la reacción entre
diferentes proporciones de Na2O/V2O5 que son listadas
en orden de decrecimiento de acidez de los productos
de reacción, es decir, el primer vanadato V2O5 tiene alta
actividad:
1. Na2V12O31 Bronce de Vanadio I
2. NaV3O8 Bronce de Vanadio II
3. NaVO3 Metavanadato de Sodio
4. Na4V2O7 Pirovanadato de Sodio
5. Na3VO4 Ortovanadato de Sodio

UIS-ICP
Sulfidaci
Sulfidació
ón y corrosi
n y corrosió
ón en caliente
n en caliente
Si sulfatos alcalinos están presentes en la cenizas de
petróleo, la corrosión en caliente puede desarrollarse
sulfidando la aleación.
El Dióxido de Azufre (SO2) también pueden causar
sulfidacion, particularmente cuando se usan combustibles de
petróleo con alto azufre.
La corrosión en caliente es la degradación de las aleaciones
a elevada temperatura por una delgada capa de
Sodio/Sulfato de potasio en un gas oxidante.

UIS-ICP
Lo que involucra una reacción electroquímica entre una
sal fundida cuya conductividad es totalmente iónica.
El término corrosión en caliente a baja temperatura es
utilizado cuando el metal se ve afectado por el Pentóxido
de Vanadio en un rango de temperatura entre 500ºC -
700ºC.

UIS-ICP
CORROSI
CORROSIÓ
ÓN POR CLORUROS
N POR CLORUROS
UIS-ICP
Los cloruros contribuyen a la
probabilidad de un aumento de
fallas relacionadas con las
varillas de bombeo.
La corrosividad del agua
aumenta a la vez que la
concentración de cloruros
aumenta. http://es.pump/graph2/delr/4j%fk.htm

UIS-ICP
Los inhibidores de corrosión
tienen más dificultad en llegar y
proteger la superficie de acero
de las varillas de bombeo en
pozos con altas concentraciones
de cloruros.
La corrosión, de las aguas con
altas concentraciones de
cloruros, tienen la tendencia de
ser más agresiva a las varillas
de bombeo de acero al carbono
que a las varillas de bombeo de
acero aleado. http://giorcrude.jp/nsfu02/extr4.htm

UIS-ICP
La corrosión por cloruros tiende a picar uniformemente toda la
superficie de la varillas de bombeo con picaduras someras con
fondo plano y de forma irregular.
Las características de forma
de picaduras incluyen
paredes empinadas y bordes
afilados de picaduras.
http://thewp.uk/corrosion/gif093.htm

UIS-ICP
CORROSI
CORROSIÓ
ÓN POR CO
N POR CO2
2
UIS-ICP
O
O
C

UIS-ICP
CORROSI
CORROSIÓ
ÓN POR CO
N POR CO2
2
En los medios acuosos donde se
encuentra el CO2 disuelto se produce
daños de naturaleza corrosiva en
sistemas metálicos, lo cual trae como
consecuencia grandes pérdidas en
muchos campos técnicos e industriales.
El CO2 disuelto puede afectar procesos
donde esté en contacto con equipos
tales como: condensadores, bombas,
líneas de distribución, equipos para la
producción y refinación de aceites
crudos y gases naturales.
UIS-ICP
www.millermexico.com/espanol/ductos.html

UIS-ICP
CORROSI
CORROSIÓ
ÓN POR CO
N POR CO2
2
El impacto de la corrosión en la industria de
crudos y del gas se puede ver en términos
de su efecto en capital y los gastos
operacionales y salud, seguridad, y el
ambiente.
La mayoría de las fallas por corrosión se
relacionan con el CO2, representando así
un 25% de todos los incidentes de
seguridad, 2.8% volumen de ventas, 2.2%
activo tangible, 8.5% aumento en gastos en
inversión de capital, el 5% de producción de
perdida, y el aumento 11.5% a los costos de
procesos..
UIS-ICP
1989 Phillips Refinery - Houston Texas

UIS-ICP
CORROSI
CORROSIÓ
ÓN POR CO
N POR CO2
2
El Dióxido de Carbono se disuelve en la presencia del agua,
formando Acido Carbónico el cual es altamente corrosivo en
aceros al carbono (Eq. (1)).
CO2(g) + H2O(l) ↔ H2CO3 (aq) (1)
Dióxido de Carbono + Agua ↔ Acido Carbónico
D El proceso principal de la corrosión se puede resumir por tres
ecuaciones catódicas [(2a), (2b) y (2c)] y una anódica [(3)].
UIS-ICP
2H2CO3 + 2e- → H2 + 2HCO3
- (2a)
2HCO-
3 + 2e- → H2 + 2CO
2-
3
(2b)
2 H+ + 2e- → H2 (2c)
Fe → Fe2+ + 2e- (3)

UIS-ICP
CORROSI
CORROSIÓ
ÓN POR CO
N POR CO2
2
Una capa debido a la corrosión se forma en la superficie de acero.
Las características de esta capa y de su influencia en la velocidad de la
corrosión son factores importantes.
El carbonato de Hierro, FeCO3, toma un papel importante en la formación de
capas protectoras. Su formación se puede explicar usando Eq. (4), Eq. (5a) y
Eq. (5b).
Debido a su baja solubilidad, FeCO3 precipita.
La capa de la corrosión formada en los aceros también se compone del
cementita (Fe3C).
UIS-ICP

UIS-ICP
CORROSI
CORROSIÓ
ÓN POR CO
N POR CO2
2
D La solubilidad del CO2 es inversamente proporcional a los
cambios de temperatura
D El CO2 es ~36 veces más soluble en agua que el O2 a 25
C
¿Cómo medimos el potencial de corrosión?
D La presión parcial (Pp) es útil para medir el potencial de
corrosión
Pp = Presión Total x Fracción molar de CO2
UIS-ICP

UIS-ICP
CORROSI
CORROSIÓ
ÓN POR CO
N POR CO2
2
Las siguientes convenciones (basadas en guías API) son
usadas para establecer la corrosividad de pozos produciendo
pequeñas cantidades de agua de baja salinidad:
No
Corrosivo
Posible
Corrosion
Corrosión
segura
0-7 psi 7-30 psi 30+ psi
UIS-ICP

UIS-ICP
CORROSIVIDAD CO2
UIS-ICP

UIS-ICP
CORROSIÓN vs pH AGUA
UIS-ICP
pH >7.0 significa que no hay
corrosión
pH 7.0 - 6.5 posible corrosión
menor
pH 6.5 – 6.0 corrosión moderado
con posible picadura
pH < 6.0 significa corrosión con
probable picadura
Un pH mayor es menor la
corrosión
Un pH menor es mayor la
corrosión
Es también importante la
velocidad del fluido, donde a
mayores velocidades acelera más
la corrosión.

UIS-ICP
Inhibición:
Hidrocarburo:
Química del
fluido:
Condiciones de
operación:
Gases Ácidos:
Hidrodinámica:
Acero:
Otros:
CORROSIÓN
POR
CO2
UIS-ICP
M.B. Kermani‡,* and A. Morshed**
H3

Diapositiva 28
H3 co2
h2S
Home, 06/11/2006

UIS-ICP
→ CORROSI
CORROSIÓ
ÓN POR CO
N POR CO2
2
Fuente: Expositores
UIS-ICP
http://amdataproducts.com/index.html?http://www.amdataproducts.com/home.html

UIS-ICP
COMPUESTOS DE AZUFRE
http://www.science.uwaterloo.ca/~cchieh/cact/c123/sulfur.html

UIS-ICP
En los crudos el azufre puede estar presente como azufre libre
disuelto, ácido sulfhídrico o como compuestos orgánicos tales como
los mercaptanos, tiofenos, ácidos sulfónicos, sulfatos y sulfuros de
alquilo.
La distribución del azufre varía con la naturaleza del crudo y
aumenta para fracciones pesadas de crudo.
Los compuestos azufrados no siempre se encuentran en los
crudos, estos son formados durante los procesos de refinación y
destilación, debidos a los cambios de temperatura y presión
ocurridos en éstos.

UIS-ICP
•EFECTO DE LOS COMPUESTOS AZUFRADOS EN LOS CRUDOS
•La corrosión, mal olor de los crudos y explosiones deficientes de la gasolina.
•COMPUESTOS AZUFRADOS MÁS COMUNES: En los crudos tenemos
comúnmente: el ácido sulfhídrico (H2S), los mercaptanos con formula general
RHS, los cuales poseen un carácter ácido, haciéndolos altamente corrosivos y
ácidos politiónicos, con formula general H2SnO6
•Los tipos de mercaptanos presentes en los crudos son:
•Metil Mercaptano (CH3-SH)
•Etil Mercaptano (C2H5-SH)
•Fenil Mercaptano (C6H5-SH)

UIS-ICP
Los sulfuros y bisulfuros son muy
inestables a altas temperaturas
produciendo H2S en las fracciones
ligeras y destiladas del petróleo.
La corrosividad de un crudo depende
de la cantidad de ácido sulfhídrico,
sulfuros, disulfuros y mercaptanos,
los cuales son altamente corrosivos a
temperatura ambiente; sin embargo
estos pueden ser eliminados por
tratamientos

UIS-ICP
Á
ÁCIDOS NAFT
CIDOS NAFTÉ
ÉNICOS
NICOS
C
Cn
nH
H2n
2n-
-1
1COOH
COOH
C
C
H
H H H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
C C
C
C
O
O
C C C
Fuente:
Expositores
Fuente: Expositores

UIS-ICP
ÁCIDOS NAFTÉNICOS
Los ácidos nafténicos son de
origen orgánico y están
presentes en todos los crudos.
La formula genérica de estos
ácidos es RCOOH.
Los compuestos que se forman
en el proceso de corrosión del
acero por ácidos nafténicos
son los naftenatos de hierro
Fe(RCOO)2
Naftenics acids, TAN and sulfur content profile caracterization
in Isthmus and Maya crude oils. Georgina C. Laredo.

UIS-ICP
ÁCIDOS NAFTÉNICOS
D La corrosión por ácidos nafténicos ha sido estudiada
desde 1920, pero debido al poco contenido de estos
en los crudos livianos su estudio no fue muy fuerte.
D Los ácidos nafténicos presentan un tipo de corrosión
localizada, que puede ir de forma de crateras hasta
cavidades agudas de bordes afilados.

UIS-ICP
ÁCIDOS NAFTÉNICOS
Los naftenatos de hierro
formados en la corrosión
por nafténicos son
altamente solubles en el
crudo.
Incluso las aleaciones de
Níquel-Cromo, que son
altamente resistentes a la
corrosión por H2S resultan
susceptibles a la corrosión
por ácidos nafténicos.
www.cedinor.com.mx

UIS-ICP
COMPOSICIÓN, TAN Y CONCENTRACIÓN
Con la variación de la composición del acido nafténico
variara el punto de ebullición y el peso molecular de
este, y estos factores afectaran el nivel de corrosividad
de este.
El TAN se ha usado para determinar la corrosividad de
los crudos debida a ácidos nafténicos, pero no siempre
se cumple que a mayor TAN mayor velocidad de
corrosión.
A medida que aumenta la concentración de ácidos
nafténicos la corrosión debido a estos es mayor.

UIS-ICP
TEMPERATURA
La temperatura es en si uno de los principales factores
que determinan la corrosión por ácidos nafténicos y
afecta el proceso de varias formas.
La primera aparición de la temperatura en la corrosión
por ácidos nafténicos en la formación.
Otro factor en el cual me afecta la temperatura es en la
fusión y condensación de los ácidos, finalmente la
descomposición de los ácidos nafténicos se dará
también a cierta temperatura.
En general a partir de la temperatura de formación de
los ácidos nafténicos, a medida que esta aumenta la
velocidad de corrosión aumenta vertiginosamente y
disminuye al acercarse ya al punto de descomposición.

UIS-ICP
VELOCIDAD DE FLUIDO Y COMPOSICIÓN
DEL METAL
La velocidad del fluido es un factor muy
importante en la corrosión por ácidos
nafténicos; a bajas velocidades la velocidad
de corrosión es muy baja, mientras que
velocidades de fluido altas aumentan
drásticamente dicha velocidad de corrosión.
La composición del metal también influencia la
velocidad de corrosión por ácidos nafténicos,
ya que existen ciertos materiales que pueden
ser mas resistentes a la corrosión por estos
ácidos.

UIS-ICP
CORROSI
CORROSIÓ
ÓN
N
EN CADA PARTE DEL
EN CADA PARTE DEL
PROCESO
PROCESO
http://www.emersonprocess.com/home/news/resources/morephotos.html
OMV's Schwechat refinery in Vienna, Austria

UIS-ICP
Imagen: http://www.osha.gov/SLTC/etools/oilandgas/drilling/kickback_final.htm
Animaciones: Expositores
UIS-ICP
CORROSI
CORROSIÓ
ÓN EN EXTRACCI
N EN EXTRACCIÓ
ÓN
N
Corrosión Interna y
Externa

UIS-ICP
CORROSI
CORROSIÓ
ÓN EN TORRES DE DESTILACI
N EN TORRES DE DESTILACIÓ
ÓN
N
PRIMARIA
PRIMARIA
UIS-ICP
A. Nafténico
H2S
FUENTE:
http://www.est-us.com/columns.htm
En tubos del horno y líneas de
transferencia, la influencia de
la temperatura, la velocidad es
muy grande.
Las condiciones de proceso
tales como la turbulencia del
vapor afectan corrosividad.
En los tubos del horno, en las
líneas de transferencia y en
áreas de la alta turbulencia
tales como artefactos de
bombeo, es más probable una
corrosión acelerada debido a
la velocidad y al flujo.

UIS-ICP
CORROSI
CORROSIÓ
ÓN EN TORRES DE DESTILACI
N EN TORRES DE DESTILACIÓ
ÓN AL
N AL
VAC
VACÍ
ÍO
O
UIS-ICP
De la columna de vacío, la
vaporización y la condensación
de ácidos Nafténicos aumentan
el TAN de condensados.
La velocidad no tiene
virtualmente ningún efecto en el
proceso.
Los ácidos Nafténicos son los
más activos en su punto de
ebullición pero la corrosión será
más severa en la condensación.
La corrosión es típicamente
severa en el punto que
condensa que corresponde al
altos TAN y temperatura.

CO2
O2
H2S
AZUFRE
SALES
BACTERIAS
METALES
PESADOS
ÁCIDOS
Nafténicos
UIS-ICP

UIS-ICP
SINERGIA
Cuando hablamos del comportamiento de los
distintos agente corrosivos en la industria del
petróleo en mezcla, sobresalen las afecciones
que sufre la corrosión por 3 agentes: CO2, H2S y
ácidos Nafténicos.
Otros agentes también pueden influenciar la
corrosión debida a estos 3 principales factores,
dichos factores pueden ser sales, oxigeno,
micro bacterias, etc.

UIS-ICP
CO2 y H2S
Estos dos agentes en mezcla pueden reaccionar de
distintas formas, dependiendo del contenido de
cada uno de ellos.
Cuando se tienen pequeñas porciones de H2S en
mezcla con grandes cantidades de CO2, el primero
puede actuar como mitigante del segundo
dependiendo de la capa de sulfuros que se forme
en la superficie del metal.
Si por el contrario el contenido de H2S es grande y
se tienen pequeñas cantidades de CO2, es el CO2 el
que actúa como mitigante de la corrosión debida al
H2S.

UIS-ICP
CO2 Y ÁCIDOS NAFTÉNICOS
Cuando se tienen altos contenidos de CO2 y bajas
porciones de ácidos nafténicos, estos últimos actúan
como aceleradores del proceso de corrosión por CO2,
debido al arrastre de la capa que se forma en el ataque
por CO2.
En los crudos pesados los contenidos de ácidos
nafténicos son muy elevados, y al haber porciones de
CO2 la velocidad de la corrosión se vera disminuida por
la formación de una capa de carbonato de hierro.

UIS-ICP
H2S Y ÁCIDOS NAFTÉNICOS
Uno de los comportamientos mas complicados en los
procesos de corrosión que se dan en la industria del
petróleo es el del H2S y los ácidos nafténicos.
En general se pueden producir cinco
comportamientos: Aumento de la velocidad de
corrosión por H2S en presencia de pequeñas
porciones de ácidos nafténicos, mitigación de la
corrosión por ácidos nafténicos debido a la reacción
del H2S con el metal, corrosión doble (por ácidos
nafténicos y por H2S), inactividad del H2S y aumento
de la concentración de acido nafténico debido al
ataque del H2S a los naftenatos de hierro.

UIS-ICP
M
MÉ
ÉTODOS DE
TODOS DE
DETERMINACI
DETERMINACIÓ
ÓN
N
www.rpp.com.pe

UIS-ICP
UIS-ICP
MÉTODOS DE DETERMINACIÓN
MANUAL PARA DETERMINAR LA FUERZA RESTANTE DE LAS
TUBERÍAS CORROÍDAS
El acero para tubería tiene:
Tenacidad adecuada, aunque no es un
factor importante
La falla de defectos de corrosión es
controlada por :
las dimensiones de la corrosión y el
esfuerzo de cedencia.
Su aplicación se limita a :
Tipo de acero: al carbono, de altas
resistencia, baja aleación
NORMA ASME B 31G
Desarrollado entre los años 60´s y 70´s
por el BATTELLE MEMORIAL
INSTITUTE – USA
Es un método semi-empírico basado en
extensas pruebas en secciones “ medida
completa ” de tuberías corroídas; las
expresiones matemáticas se basan en
principios de mecánica de fractura

UIS-ICP
Defectos de manufactura (en el
cordón, pliegues, laminaciones,
costras, astilladuras)
Tipo de carga:
Aplica para tuberías con presión
interna.
No aplica para tuberías sujetas a
esfuerzos secundarios significativos
(Torsión)
No predice fugas o rotura
NORMA ASME B 31.6
Tipos de defectos:
En el cuerpo de la línea, con
contornos suaves, que causen baja
concentración de esfuerzos.
(Celec.;Cgal.;Perd.Espero por
Erosión)
Localización del defecto:
Corrosión en soldaduras
(circunferenciales o longitudinales)
Defectos por daño mecánico (ranuras,
muescas)
UIS-ICP

UIS-ICP
UIS-ICP
METODOS PARA LA DETERMINACION
DE CORROSIÓN

UIS-ICP
UIS-ICP
TRANSMISIÓN DE GASES Y SISTEMAS DE DISTRIBUCION EN
TUBERÍAS
Control de Corrosión Interna (CCI)
Revestimientos Internos
Inhibidores de Corrosión
Deshidratación
Pigging
NORMA ASME B 31.8
CCE.Tuberia y Facilidades enterradas
Revestimientos y Pinturas
Sistemas de Protección catódica
Aislamientos Eléctricos
Puntos de Monitoreo
Interferencias Eléctricas
Protección Atmosférica

UIS-ICP
SISTEMAS DE TRANSPORTACION EN TUBERIAS PARA LIQUIDOS
HIDROCARBONOS Y OTROS LIQUIDOS
Control de Corrosión Interna (CCI)
D Pigging
D Deshidratación
D Inhibición
D Revestimientos Internos
NORMA ASME B 31.4
CCE. Tubería Enterrada o Sumergida
• Revestimientos de Protección
D Sistemas de Protección Catódica
D Aislamiento Eléctrico.
D Estaciones de Monitoreo
D Interferencias Eléctricas
D Monitoreo.
CCE. de Tubería Expuesta a la Atmósfera
Uso de Revestimientos o Pinturas.

UIS-ICP
PROCESOS
NORMA ASME B 31.3
302.4 Para determinar el espesor mínimo requerido de un componente de
tubería se deben incluir los permisibles para corrosión, erosión y
profundidad de rosca o ranura.
311.2.4 Las juntas socket soldado deben ser evitadas donde pueda ocurrir la
erosión severa o corrosión, severa por hendidura (hendidura, grieta,
resquebradura).
F323.1 Consideraciones Generales
Algunas de las siguientes consideraciones generales deben ser
evaluadas cuando se seleccione y apliquen materiales de tuberías .La
susceptibilidad del material a corrosión por hendidura bajo anillos de
respaldo en juntas socket soldado y en otros como piernas muertas y en
espacios confinados.

UIS-ICP
REQUERIMIENTO:
D 3.3.2 CORROSIÓN ASIGNADA:
Se debe especificar para cada una de las partes del tanque,
cuerpo, fondo, techo, boquillas, y todo miembro estructural.
API STANDARD 653, INSPECCIÓN DE TANQUES,
REPARAR, ALTERACIÓN Y RECONSTRUCCIÓN
REQUERIMIENTO:
D Todos los requerimientos de protección catódica deben estar de
acuerdo con los requerimientos de los estándares de API
650/651/652.
API STANDARD 650, TANQUES DE ACERO SOLDADOS
PARA EL ALMACENAMIENTO DE CRUDO

UIS-ICP
API STANDARD 651. PROTECCIÓN CATÓDICA DE
ALMACENAMIENTO DE PETRÓLEO DE SOBRESUELO
3.1 Si esta determinado que la corrosión ocurrirá, se deben adoptar los
procedimientos adecuados de protección de corrosión para asegurar la
integridad del metal y la vida de servicio del tanque.
3.1.1 NUEVOS TANQUES SUPERFICIALES DE ALMACENAMIENTO:
La protección catódica para tanques nuevos debe ser provista desde
el diseño y debe ser mantenida durante la vida de servicio del mismo,
a menos que investigaciones den como resultado que esta no es
necesaria.
REQUERIMIENTO:

UIS-ICP
API STANDARD 651. PROTECCION CATODICA DE
ALMACENAMIENTO DE PETROLEO DE SOBRESUELO
3.1.2 TANQUES SUPERFICIALES DE ALMACENAMIENTO EXISTENTES:
Deben realizarse estudios concernientes a la necesidad de protección catódica
durante el tiempo disponible de acuerdo con los requerimientos del estándar
API 65.
3.3.3.4.1 Protección catódica u otra medida de control de corrosión
Debe ser tenida en cuenta si el análisis del suelo indica que este es corrosivo.
9.1.4 Si los equipos de protección son apagados mientras el tanque se
encuentra en funcionamiento, el sistema debe ser re-energizado tan pronto
como sea posible para evitar daños por corrosión durante periodos largos de
mantenimiento.
REQUERIMIENTO:

UIS-ICP
MÉTODOS QUIMICOS
En los sistemas de producción de aceite, gas y agua; las bacterias
pueden causar problemas como corrosión del acero, taponamiento
de equipos y generación de H2S.
Bacterias aeróbicas: Se reproducen en presencia de oxígeno(
mínimo 0.2 a 0.5 ppm ).Las mas importantes son las formadoras de
lama y las que depositan hierro.
Bacterias anaeróbicas: Son las mas que mas afectan los sistemas
de producción. La mayoría producen iones sulfuro( SRB ) y forman
H2S en agua, creando una solución ácida y corrosiva.
TÉCNICAS DE MONITOREO BACTERIAL

UIS-ICP
TÉCNICAS DE MONITOREO BACTERIAL
Dilución serial
Chequeo rápido
BART
Agar
Prueba de hidrogenase
Cuenta microscópica

UIS-ICP
TECNICAS DE MONITOREO BACTERIAL
Empaque de disolución serial
Monitoring Internal Corrosión, University of Oklahoma, Tom Pickthall; EnhanceCo Inc.

UIS-ICP
TECNICAS DE MONITOREO BACTERIAL
Monitor de Bacterias Sessile
Mango
plano de
múltiples
cupones
Monitor
de
bacterias
Sessile

UIS-ICP
MÉTODOS QUÍMICOS
Residual de Inhibidor de Corrosión:
Se debe mantener suficiente inhibidor a través del sistema para asegurar un
buen nivel de protección.
Existen pruebas de laboratorio para determinar el residual de inhibidor.
Cuando se usan inhibidores de corrosión es importante saber cuanto residual
hay aguas abajo del punto de inyección.
Productos de Corrosión:
La reacción entre el metal y un medio corrosivo normalmente genera
productos de corrosión ( depósitos).
El conocimiento de la composición, las muestras de productos de corrosión
ayuda a evaluar el tipo de problema y ayuda a detectar cambios en el
sistema.
Las muestras pueden ser tomadas directamente de los cupones o equipos
del sistema.
Es importante especificar el punto de muestreo, color, apariencia, fecha y
hora.

UIS-ICP
MÉTODOS QUIMICOS
Conteo de Hierros
La presencia de hierro disuelto o en suspensión en los fluidos de un
sistema puede ser un indicio de corrosión.
Una disminución en el contenido de hierros después de iniciado un
tratamiento puede indicar rápidamente efectividad del programa de
tratamiento
Debe compararse con otros métodos de monitoreo.
Permite graficar perfiles de los diferentes sistemas.
La muestra del fluido analizado debe ser representativa del sistema.

UIS-ICP
TECNICAS DE MONITOREO FISICO
CUPONES
RESISTENCIA ELECTRICA
RESISTENCIA DE POLARIZACION
LINEAL
GALVANICA
HIDROGENO
BOBINAS (SPOOLS)
NUEVAS TECNICAS
SMART PIGGINS

UIS-ICP
CUPONES DE CORROSION
Es una pequeña pieza de metal que es expuesta a un ambiente
corrosivo.
De composición química similar a la del sistema en evaluación.
Da una indicación visual del tipo de corrosión.
Se expone por un periodo de tiempo fijo.
El cupón es limpiado y pesado antes y después de la exposición
para determinar la pérdida de material o de peso. A partir de la
pérdida de peso se calcula la tasa de corrosión en mpy.
(Milésimas de pulgada por año)

UIS-ICP
CUPONES DE CORROSION
Localización
DFlujo de fluidos a alta velocidad
DPuntos muertos
DDonde la corrosión está ocurriendo o es mas probable que
ocurra:
DCambios de dirección y de flujo( Codos, choques)
DAguas abajo de puntos con posible entrada de oxígeno(
Tanques, bombas, )
DDonde haya condensación y acumulación de agua

UIS-ICP
CUPONES (DISCO, BARRA, PLANOS)

UIS-ICP
CUPONES ESPECIALES

UIS-ICP
TIPOS DE CUPONES
Fundamentos de Monitoreo de Corrosión; Jaime Muñoz

UIS-ICP
RETRACTOR Y VALVULA DE SERVICIO INSTALACION
Æ
Æ
Cubierta
Cuerpo

UIS-ICP

UIS-ICP
CORROSIÓN EN CUPONES
CORROSION POR BACTERIAS

UIS-ICP
CORROSION POR ATAQUE PREFERENCIAL EN
LA SOLDADURA

UIS-ICP
CORROSION POR C02
CORROSION GENERALIZADA

UIS-ICP
CORROSION GENERALIZADA

UIS-ICP
TÉCNICAS DE MONITOREO FISICO
SONDA (PROBETA) DE RESISTENCIA ELECTRICA RETRACTABLE

UIS-ICP
SONDA (PROBETAS) DE RESISTENCIA ELECTRICA RETRACTABLE

UIS-ICP
INSTALACIÓN Y LECTURA
Fuente: Fundamentos de Monitoreo de Corrosión; Jaime Muñoz
TABULAR O CILINDRICA FLUSH CORRDATA MATE II

UIS-ICP
SONDA (PROBETA) DE POLARIZACION LINEAL

UIS-ICP
TÉCNICAS DE MONITOREO Físico
Instalan con el retractor y la válvula de
servicio.
Dan lecturas instantáneas de los eventos
corrosión
Dan una medida directa de la tasa de
corrosión en mpy.
Los electrodos son del mismo material del
metal evaluado
Rápida respuesta a los cambios del ambiente
corrosivo.
Requiere de un medio conductivo para que
funcionen.
Los eléctrodos pueden cambiarse.
Fundamentos
de
Monitoreo
de
Corrosión;
Jaime
Muñoz
Probeta con 2
Electrodos

UIS-ICP
SONDA (PROBETA) GALVANICA
Fuente: Monitoring Internal Corrosión, University of Oklahoma, Tom Pickthall; EnhanceCo Inc.

UIS-ICP
TÉCNICAS DE MONITOREO FÍSICO
Par de electrodos hechos de metales disímiles (Acero y Bronce). se conectan
externamente y se insertan en el medio corrosivo.
Medición continua de corriente de la corrosión ( corriente).
Indicador de actividad bacteriana y detector de oxígeno.
Es un excelente indicador de cambios en las condiciones del medio corrosivo.
Electrodo de
bronce
Electrodo de
acero
Fuente: Fundamentos de Monitoreo de Corrosión; Jaime Muñoz

UIS-ICP
SONDA (PROBETA) DE HIDRONENO

UIS-ICP
BOBINA SMART PIG

UIS-ICP
NUEVAS TECNICAS DE MONITOREO
MONITOREO INTEGRADO

UIS-ICP
ADQUISICION DE DATOS REMOTOS (Tel;Cel;Int;Sat)
Disco
duro Æ
removible
Barrera de seguridad intrínseca PLC
Æ Registro de datos
Æ Transmisor LPR
Æ Transmisor pH
Æ
Æ

UIS-ICP
PROBETAS CEION
Nueva tecnología basada en los
fundamentos de la resistencia
eléctrica.
Medición simultánea de la
temperatura del medio.
Permiten monitoreo de corrosión en
tiempo real.
Determina la tasa de corrosión a
partir de mediciones de la pérdida de
metal.
Las probetas combinan las
características de alta sensibilidad y
larga vida útil.
Respuesta rápida a los cambios en
las condiciones del medio corrosivo.
Útil para la ejecución de programas
de optimización del tratamiento contra
la corrosión.

UIS-ICP
MEDICION DE ESPESORES POR ULTRASONIDO
El medidor de espesores genera pulsos
eléctricos al palpador ultrasónico, los cuales son
convertidos en ondas sonora de alta frecuencia
Dicha onda entra en el material y viaja hasta
encontrar una superficie de reflexión, viajando de
vuelta hasta el palpador, el cual las reconvierte
en energía eléctrica. El equipo mide el tiempo
que el sonido viaja dentro del material y calcula
el espesor basado en la velocidad del sonido
para cada material .
Esta técnica es ampliamente utilizada para
evaluar equipos que presenta corrosión interna o
perdida de metal .
Eddy Currnet Technology Incorpored (ECT); www.eddy-current.com

UIS-ICP
TECNICAS RADIOGRAFICAS
Esta técnica se aplica principalmente para:
inspección de uniones soldadas, evaluación de
piezas fundidas o aleadas y detección de focos
de corrosión.
Es una técnica de ensayo que usa radiación
penetrante tales como rayos X o rayos gamma.
Al pasar a través del material parte de la
radiación es absorbida o cambia dependiendo
del espesor y numero atómico del material
radiografiado. La variación e intensidad del haz
de radiación emergente se puede registrar en
películas.

UIS-ICP
TECNICA DE TOFD
La probabilidad de detección de un defecto
se incrementa en mas de un 90% respecto de
la técnica convencional.
Difiere del ultrasonido tradicional en que el
TOFD monitorea las señales difractadas de
los extremos de los defectos, y estas están
directamente relacionadas a la verdadera
posición y tamaño del defecto .
Las aplicaciones son:monitoreo de
defectos en servicio, detección,
documentación y evaluación de defectos
durante la producción.

UIS-ICP
TECNICA ULTRASONICA DE LARGO ALCANCE
Esta técnica utiliza muy bajas frecuencias
ultrasónicas, por lo que no requiere el uso de
acoplante.
Permite la detección de pitting, corrosión
generalizad, fisuras, etc. Tanto interna como externa.
Permite la evaluación de tubería revestida.
Esta técnica se fundamenta en la generación y
propagación de ondas cilíndricas guiadas que se
propagan en toda la sección transversal de la tubería
en ambos sentidos desde el punto de emisión. Esto
permite la inspección de hasta 40m de tubería por
disparo.

UIS-ICP
MARRANEO INTELIGENTE DE LINEAS
Esta técnica permite la detección de corrosión
generalizada, pitting, fisuras longitudinales,
daños mecánicos y defectos en soldaduras.
Esta técnica permite la inspección interna y
externa de grandes extensiones de tubería, sin
importar si esta enterrada
o revestida. La detección de defectos se hace a
través de la aplicación de dos principios físicos:
detección de campos magnéticos de fuga y
técnica ultrasónica por inmersión.
Eddy Currnet Technology Incorpored
(ECT); www.eddy-current.com

UIS-ICP
INSPECCION VISUAL REMOTA CON FIBROSCOPIO
El fibroscopio, es una herramienta que permite
al inspector detectar y evaluar pequeños defectos
en sitios donde no es posible el acceso.
Los fibroscopios se componen de miles de
fibras ópticas de muy pequeño diámetro
empaquetadas de modo de lograr transmitir una
imagen de gran calidad.
Los fibroscopios poseen diferentes tipos de
lentes y una cabeza flexible, la cual puede ser
rotada alrededor de las esquinas y sobre
obstáculos.

UIS-ICP
LIQUIDOS PENETRANTES
El proceso de líquidos penetrantes se
compone de un penetrante, que es absorbido
en el defecto el cual se observa mediante la
Aplicación de un revelador.
Se usa para todo tipo de materiales.
Utilizado para detectar defectos abiertos a
la Superficie.
Aplicabilidad para agrietamiento por
esfuerzos (SCC).
Es un proceso sencillo y rápido para
ejecutar en campo. Eddy Currnet Technology Incorpored (ECT);

UIS-ICP
PARTICULAS MAGNETICAS
El principio se basa en la interrupción del
flujo magnético generado por un dispositivo
(Yoke, Bobina etc) al chocar con un defecto
(Grieta, Fisura).
Usado para detección de defectos sub-
superficiales y superficiales.
Utilizado solo para materiales
ferromagnéticos.
Aplicabilidad para detección de
agrietamiento por SCC, HIC etc.
De fácil aplicabilidad para inspección en
campo. Eddy Currnet Technology Incorpored (ECT); www.eddy-
current.com

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Preguntas
Sugerencias

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