Este documento trata sobre la corrosión en la industria petrolera. Explica que la corrosión es un proceso electroquímico de oxidación donde un metal pasa a su estado oxidado liberando energía. Describe los tipos de corrosión como uniforme, localizada, por picaduras, entre otros. Luego detalla los mecanismos de corrosión por H2S y CO2, así como factores que los afectan. Finalmente, presenta métodos para prevenir la corrosión como el diseño, selección de materiales, inhibidores, protección cató

1. Unidad II
Corrosión en la Industria Petrolera
Ing. Esp. Edgar Loaiza Soto MSc.

2. Los metales, existen en la
naturaleza en su forma
termodinámica de menor
energía, es decir como óxidos
Definición de la Corrosión
Proceso
Energía
Corrosión
Energía
Metal
Para obtener los metales en su
estado elemental se requiere
una gran cantidad de energía
que eleva el estado
termodinámico a un nivel
superior de energía
La corrosión es un proceso
electroquímico de oxidación,
en el que un metal pasa a su
estado oxidado, liberando la
energía acumulada en forma de
electrones
Óxido
Metálico
Natural
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3. Clasificación de la Corrosión
Corrosión
Según
forma
Según
medio
Uniforme
Localizada
Electroquímica
Química
Por placas
Por picaduras
Intergranular
Fisuramiento
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4. Fallas en la industria petrolera
Tipo de fallas %
Corrosión 33
Fatiga 18
Daño mecánico 14
Fractura frágil 9
Defectos de fabricación 9
Defectos de soldaduras 7
Otros 10
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5. Entuberías que transportan
gasnatural y/ocrudo
Corrosiónpor CO2 28 % de las fallas
18% delas fallas
“Dulce”
“Ácida”
Corrosiónpor H2
S
Fallas por corrosión en la industria petrolera
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6. Corrosión por H2S y CO2
Crudo
Gas
Agua
Una vez coexistan las tres
fases y además el gas
contiene H2S y CO2 existe
un alto potencial para la
corrosión
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7. Corrosión por H2S y CO2
El CO2 y el H2S son especies químicas que
están en equilibrio con las tres fases: petróleo,
agua y gas
Las cantidades de CO2 y H2S en cada fase
están relacionadas pero con concentraciones
diferentes que corresponden con las
solubilidades en cada fase.
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8. Corrosión por CO2
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9. Corrosión por CO2
I. Absorción CO2
II. Disociación
III. Transferencia masa
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10. IV. Reacción catódica
IV. Reacción Anódica
IV. Combinación especies en
solución
Corrosión por CO2
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11. Condiciones que favorecen la formación de la capa protectora de
carbonato de ferroso:
Disminución de la
turbulencia
Incremento de la
temperatura
Incremento
del pH
Corrosión por CO2
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12. Precipitación capa porosa
Remoción de los cristales por el paso
del fluido
Formación de capas de corrosión
Ataques severos localizados
Etapas de la Corrosión por CO2
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13. Tipos de Corrosión por CO2
Disolución del hierro no es
muy alta
Etapa I: corrosión generalizada
El carbonato ferroso formado
tiene poca capacidad de
adhesión a la superficie del
metal y es fácilmente
arrastrado por el fluido
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14. Tipos de Corrosión por CO2
Etapa II: corrosión por picaduras
Se produce la mayor tasa de
corrosión
Crecimiento de núcleos de FeCO3
en solución
Formación de incrustaciones de
FeCO3 lenta, heterogénea y
porosa sobre las paredes
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15. Tipos de Corrosión por CO2
La velocidad de corrosión disminuye
debido a la formación de una capa
delgada, compacta y adherente.
La velocidad de formación del
carbonato ferroso en la superficie del
metal es elevada y uniforme
Etapa III: Formación capa inhibidora
La nucleación de los cristales de
carbonato ferroso en la solución es
rápida
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16. Corrosión
por H2S
Corrosión
por Picadura
Corrosión bajo
tensión por H2S
Corrosión por H2S
FACTORES QUE FAVORECEN
LA CORROSIÓN POR H2S
Concentración de H2S
Contenido de agua libre
pH del medio
Temperatura
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17. Mecanismo Corrosión por H2S
Disociación del acido sulfhídrico
Reacción anódica
Formación del sulfuro ferroso
Reacción global
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18. El oxígeno incrementa la velocidad de corrosión, el
mismo actúa como despolarizante catódico, reacciona
con el sulfuro de hierro y forma azufre elemental
El sulfuro de hierro formado generalmente no
constituye una capa protectora y es usualmente
catódico frente a la superficie metálica
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.
La presencia de sulfuro de hidrogeno se caracteriza
por la pérdida del metal y la presencia de picaduras.
FORMAS DE ATAQUE DE LA CORROSIÓN POR H2S
Corrosión por picaduras:
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19. Corrosión por H2
Externa
Humedad de gases calientes
Hidrocarburos
Protección catódica
Ampolladuras
Fragilización
Descarburización
Ataque por H2
Daño mecánico
Fuente de H2
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20. Corrosión por H2
H2 ocluido en los micro poros del material
El gas ejerce presión formando ampollas o
grietas
En los puntos de soldadura las grietas son
paralelas a la línea de fusión
Ampollamiento
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21. Corrosión por H2
La difusión del H2 en el material y aleaciones lo
degrada
Puede provocar el colapso de una estructura
por carga muy inferiores al límite
La fragilización produce una fractura
catastrófica inesperada de una estructura luego
de años de servicio
Fragilización
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22. Corrosión por H2
Descarburización
La reacción es altamente endotérmica
(T>200 °C)
El H2 penetra el acero y reacciona con el
carbono (descarburización)
Daños en el acero al carbono por H2 a
altas temperaturas
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23. Corrosión por H2S y por H2
Descripción Hidrógeno Sulfuros
Dirección de la grieta Depende de la microestructura Perpendicular a la tensión
Tensión aplicada No tiene efectos Afecta críticamente
Resistencia del material
Se presenta fundamentalmente
en aceros de baja resistencia
Ocurre 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 corrosividad media.
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24. Corrosión por H2S y por CO2
Efecto de la temperatura y la concentración de H2S en la
corrosión por CO2
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25. Corrosión por H2S y por CO2
Determinación del tipo de corrosión predominante
Corrosión por CO2
Corrosión por H2S
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26. Métodos de prevención de la corrosión
Diseño
Selección de materiales
Modificación del ambiente
Inhibidores
Desaireadores
Control de pH
Protección catódica
Recubrimientos anticorrosivos
Prevención de la Corrosión
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27. Prevención de la Corrosión
Prevención en el diseño
Evitar en el diseño la formación de
cavidades o hendiduras en uniones y
soldaduras de uniones
Evitar la formación de cuplas
galvánicas
Considerar puntos de fácil acceso para
mantenimiento preventivo
Evitar la acumulación de líquidos
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28. Prevención de la Corrosión
Prevención en la selección de materiales
Propiedades físicas y mecánicas del
material, resistencia a la corrosión,
disponibilidad, facilidad de trabajo
Las consideraciones económicas son muy
importantes, así como el tiempo de vida
esperado para el equipo e instalación
La resistencia a la corrosión del material y
la vida útil del equipo deben estar
relacionados
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29. Prevención de la Corrosión
Inhibidores de corrosión
Son sustancias químicas que protegen al
metal contra el ataque electroquímico de
soluciones agresivas
Inhibidores anódicos.
Inhibidores catódicos.
Inhibidores orgánicos.
Inhibidores de precipitación.
Inhibidores de fase vapor
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30. Prevención de la Corrosión
Prevención por desaireación
Si el agua está aireada, realmente
es muy agresiva frente al acero no
revestido.
El control de corrosión para aguas
de servicio aireadas, se emplean
secuestradores de oxigeno, para
proteger los equipos y líneas
internamente.
Por desaireación del agua, se logra
inhibir tal corrosión
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31. Prevención de la Corrosión
Prevención por control del pH
La velocidad de corrosión del acero
aumenta al disminuir el pH
La composición del electrolito es
coadyuvante de la velocidad de
corrosión
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32. Prevención de la Corrosión
Prevención por protección catódica
se puede prevenir conectando el metal
que se quiere proteger a otro metal
menos noble
El metal menos noble, actuará como
ánodo de sacrificio o bien
conectándolo al polo negativo de una
fuente exterior de corriente continua
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33. Prevención de la Corrosión
ó bien tener un efecto similar al de los
ánodos de sacrificio en protegiendo
catódicamente
Prevención por recubrimientos
Son pinturas que actúan como
barrera entre un ambiente agresivo
y la estructura metálica a proteger
Pueden actuar como inhibidores de
la corrosión a la estructura sobre la
cual son aplicados.
También pueden tener un efecto
similar al de los ánodos de sacrificio
protegiendo catódicamente el metal
base
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34. Monitoreo de la Corrosión
Métodos de prevención de la corrosión
Inspección
Cupones y probetas
Métodos electroquímicos
Polarización lineal
Impedancia electroquímica
Análisis de depósitos
Monitoreo de protección catódica
Cultivos bacteriológicos
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35. Monitoreo de la Corrosión
Inspección
Observación directa de la efectividad de
la protección catódica, por medio de la
instalación de cupones para evaluar las
condiciones internas de las líneas y
equipos
Inspección visual para determinar cómo
están los sistemas de recubrimiento y
aislamiento térmico de las instalaciones
(equipos, líneas y accesorios).
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36. Monitoreo de la Corrosión
Cupones y probetas
La instalación de cupones o
probetas exteriores, incrustados y
retráctiles que permiten conocer
las condiciones internas de líneas y
equipos
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37. Cupones y probetas
Cupones en el tope de la línea
Monitoreo de la Corrosión
Cupones en el centro de la línea
Cupones en el fondo de la línea
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38. Monitoreo de la Corrosión
Polarización lineal
Se aplica un barrido de potencial a
velocidad especificada, hasta cubrir un
rango de ±10 mV con respecto al
potencial de corrosión (Ecorr).
La corriente resultante es graficada en
función del potencial, resultando en una
relación lineal. La pendiente de esta
gráfica se denomina resistencia a la
polarización (Rp).
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39. Monitoreo de la Corrosión
Análisis de depósitos
Análisis de Hierro Total
Análisis de Cloruros
Análisis Granulométricos
Análisis Físico-Químicos generales
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40. Monitoreo de la Corrosión
Monitoreo de Protección catódica
Medición de Potenciales
Inspección de la Tensión/Resistividad
Evaluación de los lechos de ánodos
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41. Casos de corrosión en la industria petrolera
Caso 1: corrosión por CO2 en bombas
electro-sumergibles
Ambiente: crudo/gas con 9% de CO2
Tiempo de falla: 3 meses
Solución: tratamiento químico con
inhibidor de corrosión a fondo de pozo
cambio de materiales
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42. Casos de corrosión en la industria petrolera
Caso 2: corrosión microbiológica en
líneas/pozo de inyección de agua
Ambiente: agua del lago (condiciones
anaeróbicas)
Tiempo de falla: 6 meses
Solución: tratamiento químico con
bactericida
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43. Casos de corrosión en la industria petrolera
Caso 3: CORROSION – EROSION EN
LINEA DE 20”
Ambiente: Crudo con arena
Tiempo de falla: 1 Año
Solución:
Control de velocidad de flujo.
Regulación del contenido de arena.
Mayor espesor de tubería
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44. Casos de corrosión en la industria petrolera
Caso 4: Corrosión ácida en
serpentines de calderas
Ambiente: Atmósfera ácida
Tiempo de falla: 1 Año
Solución:
Cambios en el diseño del proceso
de revestimiento
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45. Casos de corrosión en la industria petrolera
Caso 5: Corrosión por alta
temperatura en calderas
Ambiente: Agua para generación de
vapor
Tiempo de falla: 4 meses
Solución:
Tratamiento químico anti-incrustante
Control de combustión
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46. Casos de corrosión en la industria petrolera
Caso 6: : Corrosión galvánica
Ambiente: Lacustre
Tiempo de falla: 15 años
Solución:
Selección de materiales
Aislamiento eléctrico de materiales
disimiles
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47. Casos de corrosión en la industria petrolera
Caso 6: : : Corrosión - abrasión
atmosférica en oleoducto de 30”
Ambiente: Marino
Tiempo de falla: 40 años
Solución:
Revestimiento con cintas petrolizadas
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