CORROSION INTERNA EN OLEODUCTOS GINO PAJUELO NAVARRO Ingeniero Químico, CIP 89444. Egresado del Programa de Ingeniería Ambiental & Seguridad Industrial de la Universidad Nacional de Piura e-mail:
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RESUMEN Una de las causas de falla de los oleoductos es la corrosión interna. Por ello es necesario controlar la velocidad de corrosión, ya que esta puede afectar la integridad del oleoducto y en consecuencia disminuir su confiabilidad operacional durante su tiempo de operación. En el presente artículo se muestran los mecanismos de corrosión interna así como también un breve resumen de las técnicas y metodologías existentes para identificar el tipo de corrosión y gestionar su control a través de la metodología más adecuada. ABSTRACT One of the causes of failure of the pipelines is internal corrosion. It is therefore necessary to control the rate of corrosion, as this can affect the integrity of the pipeline and there by lower its operational reliability during its operation. In this article showing the causes and mechanisms that cause internal corrosion as well as a brief summary of existing techniques for to identify the type of corrosion and manage through of the most appropriate methodology control.
embargo tienen un riesgo intrínseco debido a fallos y fugas. La corrosión interna puede reducir típicamente hasta 2 - 3 milésimas de pulgadas al año de espesor de pared interna, pero esta velocidad de corrosión puede incrementarse conforme a las condiciones de servicio de cada oleoducto, produciendo la perdida de resistencia y en consecuencia puntos débiles y susceptibles de falla al interior del oleoducto. Cuando un oleoducto falla, ocasiona desorden en la transferencia y distribución del hidrocarburo, así por ejemplo los productos de corrosión pueden ocasionar el ensuciamiento en los sistemas de separación y la estabilización de emulsiones en los tanques de almacenamiento, en resumen esto genera grandes impactos en términos de pérdidas de producción e inclusive daños al ambiente por lo que el mantenimiento de su integridad es un desafío constante.
Palabras Clave Corrosión Interior, Oleoductos. 1. INTRODUCCIÓN Los oleoductos juegan un papel crítico en el manejo de los hidrocarburos por lo que son reconocidos como uno de los medios más seguros y eficientes para su transporte, sin
Figura Nº 1: Corrosión Interna por picadura en Oleoducto de 36”. (Fuente: skps.com).
2. MECANISMOS Y TIPOS DE CORROSION INTERNA La corrosión interna ocurre a consecuencia de las características de los fluidos transportados, por lo que es necesario caracterizar cada una de sus fases. Con respecto a la fase liquida el agente corrosivo es el agua, pero esta solo tendrá contacto con la superficie interior si no está emulsionada. Los operadores de oleoductos mantienen el riesgo de corrosión interna en un nivel inferior mediante la limitación de la cantidad de agua a un valor de < 0.5 BS&W. Con respecto a la fase gas se requiere una caracterización, con el objetivo de conocer las concentraciones de dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrogeno (H2S), etc. La naturaleza y el alcance de los daños de corrosión que pueden producirse, esta en función de las combinaciones de concentración de estos diversos constituyentes corrosivos dentro del oleoducto, así como también de las condiciones de operación del oleoducto.
de carbono, el régimen de flujo, el pH, la concentración de productos de corrosión, la humectabilidad por agua y la microestructura del metal. Por ejemplo, la presencia de bicarbonatos mejora la alcalinidad del fluido y por lo tanto reduce la corrosividad del medio, la concentración de acetatos en el fluido es proporcional a la velocidad de corrosión y el aumento de temperatura incrementa la tasa de precipitación de FeCO3 formando una película protectora al interior del oleoducto la cual podría disminuir la velocidad de corrosión conforme a su solubilidad en el medio. El daño por corrosión por CO2 adopta cualquier forma, aunque generalmente son de forma alargada con bordes verticales y cortantes. 2.1.2 Corrosión por Sulfuro de Hidrogeno. La corrosión por H2S generalmente causa picaduras y la reacción es la siguiente: H2S + Feº + H2O
FeS
+ H2
2.1 MECANISMOS DE CORROSIÒN: A continuación se menciona algunos de los mecanismos de corrosión interna: 2.1.1 Corrosión por Dióxido de Carbono: El CO2 es uno de los principales agentes corrosivos en los sistemas de producción de petróleo, dado que se disuelve en agua para formar ácido carbónico que luego reacciona con el hierro formando carbonato ferroso. CO2 + H2O
H2CO3
Fe
FeCO3 + H2
+ H2CO3
La velocidad de corrosión puede ser influenciada por diversos parámetros como la temperatura, la presión parcial del dióxido
La presencia de sulfuro de hidrogeno puede tener diferentes efectos en la superficie interior de los oleoductos como por ejemplo: La pérdida de metal es decir la reducción del espesor del interior del oleoducto se manifiesta a través de la generación de productos de corrosión como sulfuro de hierro y carbonato de hierro (los cuales pueden estabilizar emulsiones). El agrietamiento por stress por sulfuro de hidrogeno genera la fragilizacion del metal y produce puntos sensibles de falla. Sin embargo, la acción combinada del H2S y el CO2 resulta mucho más agresiva que la presencia del H2S únicamente.
2.1.3 Corrosión por Oxigeno: La corrosión por oxigeno es áspera al tacto y siempre se encuentran tubérculos que se rompen.
2.2.1 Corrosión Uniforme: La corrosión es general en toda la superficie.
La corrosión del hierro en agua por presencia de oxigeno es la disolución del metal y la liberación de electrones.
2.2.2 Corrosión Galvánica: Se produce cuando dos metales diferentes son puestos en contacto.
Feº
Fe+2 + 2e-
En la zona catódica el oxígeno desarrolla una reacción de reducción. La reducción del oxígeno se puede producir en medio alcalino ò en medio acido. El oxígeno disuelto a bajas concentraciones (incluso menores a 1 mg/litro) puede causar corrosión, su combinación con CO2 y H2S incrementa drásticamente la velocidad de corrosión. La solubilidad del oxígeno varía en forma inversamente proporcional al incremento del contenido de sales y al incremento de temperatura en los líquidos. 2.1.4 Corrosión por BSR: Las bacterias sulfato reductoras (BSR) producen H2S el cual reacciona con el hierro para formar un precipitado negro e insoluble. 4Fe + 4H2O + SO4-2 => 2OH- + FeS
2.2.3 Corrosión en Rendijas: Se produce por el desarrollo de celdas de concentración. Durante condiciones de baja presión y caudal, pueden precipitar lodos al interior de los oleoductos formando una mixtura de hidrocarburos, arenas, arcillas y subproductos de corrosión, dependiendo de la presencia de población bacteriana (BSR, APB, etc.) así como de las parafinas la velocidad de corrosión puede ser modificada. 2.2.4 Corrosión por Picadura (Pitting): Corresponde a un ataque localizado del agente agresivo sobre la superficie interior del oleoducto. 2.2.5 Corrosión Intergranular: Es el ataque corrosivo que se produce sobre los bordes de los granos de un metal en una aleación, esto solo es visible con el microscopio.
+3Fe(OH)2 La corrosión por bacterias sulfatoreductorras (BSR) se puede identificar cuando hay perforación por H2S, ya que se suele encontrar un halo alrededor del agujero (pitting). 2.2 TIPOS DE CORROSIÒN: A continuación se menciona algunos de los tipos de corrosión interna según su morfología:
2.2.6 Corrosión por Erosión: Es el proceso producido por el movimiento relativo de un fluido corrosivo sobre la superficie metálica, así por ejemplo la mayor turbulencia que origina un “pitting” sobre la superficie interior de un caño puede incrementar la erosión en ese lugar. Muchos de los sólidos transportados con los hidrocarburos (dependiendo del BS&W) tienen finos, de los cuales gran parte lo constituyen arenas de sílice que tienen características abrasivas.
3. GESTION Y CONTROL DE CORROSION INTERNA
En la industria del transporte de petróleo por oleoductos, el control de la corrosión interna puede generalizarse en dos actividades:
LA PRIMERA que se origina en la Etapa de Diseño de un oleoducto en donde se tener en cuenta el tipo de protección que debe aplicarse a la estructura a fin de minimizar la probabilidad de falla.
LA SEGUNDA que se da en la Etapa de Operación del oleoducto a través de la gestión de los niveles de corrosión utilizando las metodologías más adecuadas. 3.1 CONTROL DE CORROSION EN LA ETAPA DE DISEÑO: El control de corrosión durante la etapa de diseño debe considerar:
Mantener un régimen de flujo turbulento para evitar la sedimentación de partículas sólidas y gotas de agua. Utilizar cerdos de limpieza para eliminar cualquier sólido y/o el agua en la superficie interior de la tubería transfiriéndola aguas abajo, al separar los sólidos y el agua de la superficie del tubo, se retira el medio corrosivo. Programar el uso de productos químicos inmediatamente después del trabajo de limpieza con los cerdos con el objetivo de suprimir la corrosión en un lugar en donde se pueda acumular el agua.
3.2 CONTROL DE CORROSION EN LA ETAPA DE OPERACIÒN: En esta etapa se debe realizar lo siguiente:
3.1.1 Ingeniería de Control de Corrosión: Selección de materiales y asignación de espesor de pared sobre la base de una predicción de los modelos que consideran la corrosión que se tendrá conforme a la química del fluido, tipo de flujo, temperatura, entre otras variables. Así por ejemplo se evaluara las propiedades del petróleo crudo que tengan un impacto sobre la corrosión interna tales como la humectación, la tendencia formadora de emulsión, y el efecto del crudo en la corrosividad de la salmuera. De otro lado debe diseñarse un sistema monitoreo de control de corrosión interior que suministre información necesaria para los programas de mantenimiento. 3.1.2 Medidas de Mitigación: Las medidas de mitigación siguientes:
son
las
3.2.1 Diagnostico: Utilizando la información del programa de control de corrosión interior se puede identificar las características de la corrosión interna y cuantificar su efecto en el tiempo. No existe una metodología estándar para el análisis de los depósitos de corrosión, sin embargo mediante el análisis de los productos de corrosión m, Identificada la corrosión se selecciona la respuesta ante el problema, que puede ser cualquiera de las siguientes: i.
Sustitución del material del oleoducto, considerando el costo de reemplazo y el costo operativo en función del tiempo de
servicio así como también condiciones operacionales.
de
las
ii.
Generación de un filme de protección al interior del oleoducto, esta metodología es económica, sin embargo no es una solución a largo plazo.
iii.
Reducción de velocidad de corrosión a través del uso de productos químicos, como por ejemplo inhibidores de corrosión, etc.
Un inhibidor de corrosión es un método de protección por el cual se actúa sobre el agente agresivo, y se clasifican en anódicos, catódicos, mixtos y orgánicos. La mayoría de los inhibidores forman un film ò película protectora sobre la superficie del metal. De otro lado por su naturaleza polar, algunos inhibidores de corrosión pueden formar emulsiones debido a sus propiedades surfactantes. Según su solubilidad y dispersabilidad los inhibidores de corrosión pueden ser solubles en agua, en hidrocarburos ò dispersables en agua. Esto es importante porque según la técnica de aplicación debe elegirse el solvente más adecuado (agua, petróleo crudo, etc.).
3.2.2 Sistema de Control: Identificado el tipo de corrosión se diseña un sistema de control el cual se implementa y se ejecuta. Actualmente es posible integrar toda la instrumentación mediante sistemas de supervisión y adquisición de datos durante las 24 horas del día (SCADA). Los métodos de seguimiento son los siguientes:
Método Intrusivo Incluyen sondas de resistencia y cupones. Los cupones son de bajo costo y confiables sin embargo es necesario considerar algunos factores como por ejemplo la facilidad del acceso a las zonas de interés, el número de lugares en los que se puede instalar los cupones y el tiempo de permanencia de los cupones en los oleoductos debido a que de esta forma no es posible determinar la velocidad de corrosión en forma puntual.
Figura Nº 2: Cupones de corrosión (Fuente: www.cosasco.com)
Los sensores de resistencia de polarización lineal (LPR) son un método electroquímico semicuantitativo de medición directa de la velocidad de corrosión. Poseen una velocidad de respuesta de 2 a 30 minutos. Los sensores de resistencia eléctrica (ER) miden las variaciones de la resistencia eléctrica de una delgada sonda, a medida que esta pierde material por efecto de la corrosión.
Figura Nº 3: Probetas ER (Fuente: www.alspi.com)
Figura Nº 5: Monitor de Ultrasonido (Fuente: www.cosasco.com) Figura Nº 4: Probetas LPR (Fuente: www.alspi.com)
4. CONCLUSIÒN Inspección en Línea Se realiza mediante dispositivos de detección inteligentes, los cuales son introducidos en el oleoducto en un punto determinado y son transportados por el flujo del producto a lo largo de la longitud de la tubería. Estos dispositivos tienen una gran sensibilidad, pero hay una gran cantidad de tuberías en las que no pueden ser usados con facilidad, debido a restricciones en el flujo, válvulas, etc. Método no Intrusivo. El equipo más común es el monitor de ultrasonidos, para su utilización se requiere realizar una excavación, luego de ello un dispositivo portátil es fijado contra la superficie del metal, en el interior de este dispositivo se genera una onda de sonido ultrasónico que se propaga a través del metal, el tiempo requerido para viajar a través del metal y de regreso a este dispositivo (transductor) es directamente proporcional a su espesor. Las mediciones almacenadas pueden ser descargadas a una PC para su posterior análisis
Comprender el mecanismo de corrosión es muy importante antes de considerar las opciones de materiales para las aplicaciones, del mismo modo si se requiriera el uso de tratamiento químico la selección del producto químico (inhibidores, biocidas, etc.) debe considerar las consultas con los procesos, operaciones, materiales y personal involucrado antes de la toma de cualquier decisión. 5. REFERENCIAS 1) Nace International, Vol 52, Nº 5, May 2013. Special Feature. Managing Corrosion of Pipelines that Transporte Crude Oils. 2) Curso de Selección y Evaluación de Productos Químicos para Producción de Petróleo y Gas. Productos Químicos Bolland, Buenos Aires, Febrero 2012. 3) Internal Corrosion of Crude Oil Pipelines Research at AITF. Alberta Innovates Technology Futures / Corrosion Engineering.
