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La Corrosión en la industria petrolera

1. CONCEPTO DE CORROSIÓN Con frecuencia la corrosión se confunde con un simple proceso de oxidación siendo en realidad un proceso más complejo, el cual puede puntualizarse como la gradual destrucción y desintegración de los materiales debido a un proceso electro - químico, químico o de erosión debido a la interacción del material con el medio que lo rodea. En los materiales metálicos, el proceso de corrosión es normalmente electroquímico; es decir, una reacción química en la cual hay una transferencia de electrones de una especie a otra. Una característica de los átomos metálicos es la pérdida o ganancia de electrones en una reacción denominada OXIDACIÓN. NACE define la corrosión como “deterioro de un material, por lo general un metal, debido a la reacción con su ambiente. ”Casi todos los materiales metálicos sufren corrosión. También es definida como la fuerza que hace que los metales se corroan como consecuencia natural de su permanencia “temporal” en forma metálica. Es un proceso natural que puede atacar cualquier metal o aleación a ciertas condiciones.

2. DESCRIPCION DEL PROCESO DE PRODUCCION E INSTALACIONES ASOCIADAS El proceso de producción de gas y crudo tiene su inicio en los llamados yacimientos, los cuales constituyen “trampas” de fluidos (agua, gas y petróleo) en diferentes fases dependiendo de las condiciones de presión y temperaturas que en ellos se experimenten. Dichos fluidos, son extraídos a superficie a través de pozos productores que constituyen teóricamente “un agujero perforado en la roca desde la superficie de un yacimiento a efecto de explorar y/o para extraer crudo y gas natural, para llevarlos hasta la superficie. El flujo obtenido directamente de los pozos es en principio, una mezcla bifásica de petróleo crudo, gas natural, agua, vapor de agua y sedimentos; a altas presiones y con gran turbulencia. Un fluido en estas condiciones no puede ser procesado y es preciso separarlo en sus fases primarias. 1

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Desde los pozos productores los fluidos pasan a través de líneas de flujo, hasta las estaciones de producción, donde se produce la separación (gas – líquidos). El proceso se inicia con la recolección de la producción en los múltiples o en las válvulas multipuertos. Los múltiples son un conjunto de cabezales (tubos) paralelos colocados en posición horizontal y conectados a cada una de las líneas de flujo provenientes de los pozos. Por lo general, constan de dos cabezales, donde uno constituye el de producción general y el restante de prueba. Al cabezal de producción general llegan líneas procedentes de varios pozos, mientras que el de prueba es utilizado para aislar individualmente la producción con el objeto de contabilizar su aporte al sistema a través de las llamadas operacionalmente “pruebas de pozos”. Estos cabezales de producción, en algunas áreas operacionales, se han venido sustituyendo por válvulas multipuertos. Dichas válvulas, de igual manera, son dispositivos a los que llegan todas las líneas de los pozos y permiten aislar a una de ellas para someterla a prueba, de una manera más fácil y con menor infraestructura. Las mismas son instaladas en función de los niveles de separación nominales existentes, como por ejemplo,60, 250 y 450 LPC, según sea el caso, en la estación de producción. En el proceso de producción, luego de la recolección se pasa a la etapa de separación, donde se disocia la parte gaseosa (gas natural) de la líquida (petróleo y agua). Existen separadores para producción general y para prueba de pozos. El gas separado, se envía al depurador que permite eliminar o reducir considerablemente las diminutas partículas en fase líquida presentes en el gas. De los separadores sale el crudo (petróleo y agua), luego se pasa a los calentadores o tratadores donde es aumentada su temperatura para disminuir la viscosidad y favorecer el proceso de deshidratación dejando el petróleo apto para su almacenamiento (en tanques de la estación), contabilización, manejo y comercialización. Paralelamente, la corriente de gas que sale del separador fluye a través de una red de tuberías hacia las plantas compresoras o hacia plantas de extracción, 2

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dependiendo de la presión que ésta posea. En la planta de extracción se retiran los líquidos del gas natural, los cuales son enviados a una planta de fraccionamiento, mientras que el gas residual es destinado a ventas y/o inyección. En la Figura 1. se ilustra un esquema del proceso de producción del gas natural. POZO PRODUCTOR Cabezal

CRUDO + GAS + AGUA

Tubería de producción

PLANTA COMPRESORA

ESTACIÓN DE FLUJO y/o DESCARGA LINEA DE RECOLECCION

Línea de Flujo CRUDO + AGUA

Yacimiento

PLANTA DE EXTRACCIÓN C1, C2

Línea de transmisión

VENTAS

FRACCIONAMIENTO

Figura 1. Representación esquemática del proceso de producción de gas. Para el transporte de los fluidos sean gas o multifásico se utilizan tuberías de acero al carbono de diferentes diámetros, las cuales dependiendo de su uso se denominan líneas de recolección de gas o multifásicas (cuando se maneja gas o mezcla de crudo, gas y agua, respectivamente) o de transmisión cuando transportan gas después de un proceso de compresión o descarga de plantas de extracción. Generalmente, las líneas de recolección de gas o multifásicas, son cortas y transportan gas o bifásicos a bajas presiones (60, 250, 450, 500 y 800 LPC) llevándolos desde las estaciones de separación hasta las plantas compresoras. Las líneas de transmisión generalmente poseen longitudes grandes, transportando altos volúmenes de gas a altas presiones hasta la planta de procesamiento y sistemas de distribución.

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3. LA CORROSIÓN EN EL CAMPO PETROLERO Los efectos de la corrosión sobre instalaciones y equipos industriales produce anualmente pérdidas que llegan a cifras muy importantes: en los países industrializados se ha valorado en el 3-4% del PBI. Este porcentaje puede tomarse sobre la valoración equivalente de la industria petrolera y del gas para llegar a una cuantificación aproximada de 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 con el 33% de los casos como puede verse en la Figura 2 de un trabajo de Kermany y Harrop de BP0. 35 30

PORCENTAJE (%)

25 20 15 10 5 0 C o r r o s ió n

Fat ig a

Da ñ o m e c á n ic o

Fr a ct u r a f r á g il

De f e c t o d e f a b r ica c ió n

De f e ct o s d e s o ld ad u r a

Otr o s

Figura 2. Distribución porcentual de fallas en las instalaciones petroleras. A su vez, el tipo de corrosión que ocurre se distribuye aproximadamente de la siguiente forma: Impacto 3% Galvánica 6%

C revice 3%

Stress C orrosion 3%

Por C O2 28%

C orrosión erosión 9%

Pitting 12%

Por H 2S 18% En soldadura 18%

Figura 3. Clasificación de las fallas por corrosión en instalaciones de producción de la industria petrolera.

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4. ¿POR QUÉ OCURRE LA CORROSIÓN? La fuerza motriz que causa que un metal se corroa es consecuencia de su existencia natural en forma combinada. Para alcanzar el estado metálico se requiere una cantidad de energía. Esta energía varía de un metal a otro. Es relativamente alta para el magnesio, el aluminio y el hierro y relativamente baja para el cobre, la plata y el oro. La corrosión del acero constituye un proceso termodinámicamente espontáneo, porque en la naturaleza el hierro se encuentra en forma de mineral constituido principalmente por óxidos, Hematita (Fe2O3) y Magnetita (Fe3O4). La siderurgia transforma este mineral en arrabio y luego lo refina y alea con carbono para producir el acero, con un consumo enorme de energía. Desde el punto de vista termodinámico, esta misma energía consumida en la producción del acero constituye la Fuerza Motriz para la corrosión, porque el hierro tenderá a volver a su estado de mínima energía.

Figura 4. Ciclo energético para llegar al tubo de acero.

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La cantidad de energía requerida para alcanzar el estado metálico varía de un metal a otro; es muy alta para metales como el cinc, el magnesio, el aluminio y el hierro y muy baja para el platino y el oro. A medida que la corrosión ocurre en las zonas anódicas, nuevo material, de diferente composición y estructura, queda expuesto a la superficie, lo que genera cambios en el electro potencial y hace que ánodos y cátodos intercambien roles. Este proceso que ocurre a escala microscópica puede continuar hasta que todo el acero es destruido por la corrosión. Para el caso del hierro y del acero, que son los materiales de construcción más comunes, el proceso de corrosión considera la formación de pequeñas pilas galvánicas en toda la superficie expuesta, presentándose un flujo de electrones de las zonas anódicas donde se disuelve el fierro hacia las zonas catódicas donde se desprende hidrógeno o se forman iones hidróxilo (álcali); para cerrar el circuito eléctrico se requiere la presencia de un electrolito proporcionado por el medio. El siguiente diagrama muestra esta situación:

Figura 5. Pila galvánica producto de un proceso de corrosión superficial.

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5. COSTOS POR CORROSION En el caso de nuestro país, Venezuela consume 122 Kg de acero per cápita 2.900.000 Ton/año. (Fuente: Conindustria), en materia de construcciones. Si consideramos que la corrosión destruye un cuarto de la producción mundial del acero (Entre Rayas Revista de arquitectura), involucraría que se deteriorarían 725.000 Ton/año de acero, 33 ton/hora, ¡9 Kg de acero por segundo! Representando el 4% del PIB. Existen dos clases de pérdidas desde el punto de vista económico: DIRECTAS: son las que afectan de manera inmediata cuando se produce el ataque. Estas se pueden clasificar en varios tipos también, de las cuales las más importantes son el Costo por Reparaciones, sustituciones de equipos y medidas preventivas. INDIRECTAS: se consideran todas las derivadas de los fallas debidas a los ataques de corrosión. Las principales son los diferimientos de producción debida a las fallas y las responsabilidades por accidentes, así como también las pérdidas de recursos naturales escasos, bienestar y vidas humanas, y aumento de los costos de explotación.

6. ¿CÓMO DISMINUIR LOS COSTOS POR CORROSION? • Cambiar el paradigma de que no se puede hacer nada para prevenir la corrosión. • Familiarización del personal a cargo / relacionado con el control de corrosión. • Cambiar leyes, regulaciones y normativas, así como las practicas para incrementar los ahorros por buena gestión de corrosión. • Incrementar la aceptación de lo que significa costos por corrosión y los ahorros de costos potenciales. • Implementar prácticas de diseño avanzadas para mejorar la gestión de la corrosión. • Desarrollar métodos para la predicción de la vida útil y del comportamiento de los materiales. • Mejorar las tecnologías de corrosión a través de la investigación, desarrollo e implementación de las mismas. 7

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Analizando los casos que con mayor frecuencia están delante de nosotros, diríamos que la mayoría de las fallas por corrosión tienen causas ya conocidas, y que ésta ocurre por no aplicar los fundamentos y conocimientos básicos de los mecanismos de corrosión. Se puede afirmar que: Una adecuada aplicación de los conocimientos ya existentes y con tecnología sencilla, sin tener necesidad de desarrollar nuevos materiales, muchos de ellos complejos en su fabricación, permitirá controlar la corrosión y la disminución significativa de pérdidas no sólo directas sino indirectas en los procesos productivos. Como resultado de este primer enfoque, se recomendaría básicamente: • Aumentar la motivación en la lucha contra la corrosión. • Ampliar la información y la educación sobre la corrosión y formas de luchar contra la misma: Se puede conseguir en nuestro medio, aunque con alguna dificultad, informaciones técnico-científicas que cubren el amplio espectro del tema de la corrosión. Internacionalmente, los temas se tratan exhaustivamente en revistas específicas y congresos, por lo que aquí no se pretende dar soluciones específicas a problemas concretos que se puedan presentar en la industria o en la vida de cada día. Aceptando que el enemigo existe y conociendo cuáles son sus insidiosas actividades, podemos prepararnos para la lucha con éxito seguro.

7. CLASIFICACION DE LA CORROSION CLASIFICACION DE LA CORROSION OPERACIONAL – INDUSTRIA PETROLERA Por convección se ha definido corrosión interna como el deterioro de la superficie interna de una tubería, recipiente o equipo, atribuida principalmente a la acción del fluido manejado o almacenado. En el caso de la corrosión externa, la misma esta conceptualizada como el deterioro exterior de una estructura, enterrada o sumergida, sea esta recipiente, tuberías, equipos, normalmente visible al ojo humano.

CLASIFICACION DE LA CORROSION – NATURALEZA INTRINSECA

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Los diferentes tipos de corrosión expresados comúnmente, puede servir como una forma de clasificación de la corrosión; sin embargo, no sería muy útil para estudiarla en forma sistemática, ya que el mismo mecanismo químico de ataque puede verse en un material corroído uniformemente o que halla fallado por corrosión por fatiga, entre otros. Debido a esto, se prefiere clasificar a la corrosión, por motivos didácticos, atendiendo a la naturaleza intrínseca de la misma en: Corrosión Química y Corrosión Electroquímica.

• Corrosión química Ocurre en ambientes no-electrolíticos, los cuales son, en la mayoría, de los casos, gases secos. Este tipo de corrosión obedece las leyes de la cinética de las reacciones químicas heterogéneas. La corrosión seca a temperatura ambiente es muy lenta. La presencia de humedad cambia el cuadro drásticamente. Ejemplo: El acero al carbono no es atacado por el gas cloro seco a temperatura ambiente, sin embargo, el cloro húmedo es extremadamente corrosivo y ataca a la mayoría de los metales y aleaciones.

• Corrosión electroquímica Ocurre en medios electrolíticos, es decir, donde haya la presencia de especies químicas cargadas, iones y por ende transferencias de electrones. Ejemplo: La corrosión del acero en presencia del agua:

Es la que tiene lugar sobre los metales expuestos a la atmósfera húmeda, o sumergidos en agua, o enterrados. Esta clase de corrosión puede producirse sin fuerza electromotriz exterior, constituyendo la corrosión galvánica, y por la acción, además, de una fuerza electromotriz exterior, constituyendo la corrosión electroquímica, propiamente dicha. La corrosión electroquímica es un proceso electroquímico que necesita para desarrollarse de cuatro factores fundamentales:

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Ánodo: Son áreas en el metal en donde ocurren reacciones anódicas o reacciones de oxidación. Los ánodos se encuentran presentes en el metal debido a imperfecciones de superficie, inclusiones o impureza, concentración de esfuerzos, cambio de ambiente, etc. Cátodo: Son áreas en el metal en donde ocurren reacciones catódicas o reacciones de reducción, es decir, son aquellas que consumen electrones. Electrolito: Es toda aquella solución (medio agresivo) que permite la transferencia de cargas en formas de iones entre el ánodo y cátodo. Por ejemplo: condensación de agua, agua de producción, agua de lluvia, agua de mar. Contacto eléctrico: es el medio de retorno de la corriente generada por el flujo de electrones. Es necesaria la existencia de estos cuatro (04) elementos para que la corrosión pueda tener lugar; si alguno de ellos falla, se detiene. Estos tres factores constituyen una pila, que se conoce como pila de corrosión (Figura 6). La corrosión se desarrolla en las zonas anódicas, las catódicas permanecen siempre inalteradas.

Migración de electrones Corriente Anodo

Cátodo

Figura 6. Representación esquemática de una celda electroquímica.

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CLASIFICACION DE LA CORROSION – DEPENDIENDO DEL MEDIO Atendiendo al MEDIO CORROSIVO, la corrosión se clasifica en la siguiente forma: • Corrosión seca. Se produce en los metales que tienen una energía libre de formación de óxidos negativa. • Corrosión húmeda. Requiere de la humedad atmosférica, y aumenta cuando la humedad excede de un valor crítico, frecuentemente por encima del 70%. • Corrosión por mojado. Se origina cuando se expone el metal a la lluvia o a otras fuentes de agua. • Corrosión industrial. Contienen compuestos sulfurosos, nitrosos y otros agentes ácidos que pueden promover la corrosión de los metales. • Corrosión marina. Se caracterizan por la presencia de iones cloruros. • Corrosión rural. Se produce la menor clase de corrosión atmosférica y es caracterizada por bajos niveles de compuestos ácidos y otras especies agresivas. La corrosión atmosférica es la causa más frecuente de la destrucción de los metales y aleaciones.

CLASIFICACION DE LA CORROSION - MORFOLOGIA DEL DAÑO La corrosión es a menudo asociada con óxido y perdida de brillo, sin embargo, el daño por corrosión puede ocurrir en otras formas, de acuerdo con la apariencia y alteración de propiedades físicas los tipos de corrosión que ocurren más comúnmente son:

Corrosión uniforme Es la forma más común de corrosión. Se caracteriza normalmente por una reacción química o electroquímica la cual procede uniformemente sobre toda la superficie expuesta o sobre una gran extensión del metal. El metal puede disminuir sus dimensiones, lo cual se traduce en perdida de resistencia mecánica. Aunque este tipo de corrosión representa un gran porcentaje de 11

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material perdido en términos de toneladas / año, no es de mucho peligro, desde el punto de vista técnico, ya que la vida del equipo puede ser estimada, con cierto grado de confiabilidad, sobre la base de ensayos de laboratorio y de planta, sobre los materiales a usar, en los mismos ambientes. Esta es la forma más común de corrosión y se caracteriza porque la reacción química o electroquímica procede uniformemente en un gran área. De esta forma el metal se vuelve más delgado y finalmente falla. En este tipo de corrosión no puede distinguirse zonas catódicas o anódicas en el metal ya que éstas son inseparables. En la Figura 7. se presenta un registro fotográfico de procesos de corrosión general en el interior de tuberías de recolección.

Figura 7. Fotografías de procesos de corrosión general en superficie interna de tuberías.

Corrosión localizada Es una forma localizada de corrosión, en la cual, la corrosión es muy acelerada en una determinada parte, en comparación con el resto del material expuesto al medio corrosivo, esto conduce a la formación de un pequeño hueco, picada o picadura. Los sitios picados o picaduras representan puntos anódicos. La corrosión localizada se produce cuando las áreas anódicas (de oxidación) y las catódicas (de reducción) están separadas unas de otras, dando lugar a la 12

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disolución del metal en un área restringida. La corrosión localizada puede ocurrir tanto a escala microscópica como macroscópica de diversas formas. La corrosión localizada se subclasifica en: picaduras, hendiduras, galvánica, intergranular, corrosión – erosión / erosión y ampollamiento por hidrógeno.

Corrosión por picadura o “Pitting” Ocurre en un área anódica localizada, puede ser aguda y profunda, y es un ejemplo de un ambiente que ofrece algunas propiedades protectoras, pero no una inhibición completa de la corrosión. Puede observarse generalmente en superficies con poca o casi nula corrosión generalizada. Ocurre como un proceso de disolución anódica local donde la pérdida de metal es acelerada por la presencia de un ánodo pequeño y un cátodo mucho mayor.

Na+

O2 O2 Na+

Na+ OH- OH-

O2 Cl-

Cl-

Na+ Cl-

O2 OH- OH-

Clee-

M+ ClM+ H+ M+ M+ M+ Cl-

O2 O2

ee-

Figura 8. Esquema representativo de un proceso de deterioro por picadura.

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Figura 9. Registro fotográfico de falla por picadura en línea de recolección. Prevención de la corrosión por picaduras • Seleccionar aleaciones más resistentes • Evitar el estancamiento o baja velocidad en el fluido • Evitar la acumulación de sólidos (diseñar recipientes con facilidades de drenaje, lavado y limpieza) • Reducir la temperatura • Utilizar pinturas y revestimiento. • Agregar inhibidores de corrosión • Aumentar espesor de la pared

Corrosión por hendiduras Es un proceso de corrosión acelerado altamente localizado en lugares como solapes, tuercas, tornillos roscados, empacaduras, entre otros, donde pequeños volúmenes de solución estancadas son atrapados y puestos en contacto con el material susceptible. La aceleración del proceso de corrosión se debe a que en lo profundo de la grieta la solución difiera de la que esta expuesta en la superficie, seguramente tanto en composición y contenido de oxígeno, creando un efecto galvánico.

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Figura 10. Registro fotográfico de corrosión por hendiduras en tanques empernados. Prevención de la corrosión por hendiduras • Usar en lo posible juntas soldadas en lugar de remachadas o atornilladas. • Diseñar recipientes con drenajes eficientes para evitar estancamientos. • Evitar esquinas agudas con accesos restringidos. • Rellenar con soldadura continua los solapes de las tuberías o con sellos tipo masillas, entre otros. • Remover depósitos, empacaduras húmedas (que acumulen) y usdas al ejecutar la inspección para facilitar su detección. • Usar empacaduras de cuerpo sólido que no absorban humedad, tales como teflón o metálicas.

• CORROSION GALVANICA Es un proceso electroquímico de corrosión acelerado. Ocurre este tipo de corrosión cuando dos materiales diferentes en contacto eléctrico en un medio corrosivo o solución conductora, producen una diferencia de potencial entre ellos. La diferencia de los materiales puede ser, tanto en composición química, tratamiento térmico, sistemas de recubrimiento o pintura en cada material, entre otros. Uno de los metales se comporta como ánodo y tiende a corroerse mientras que el otro metal se comporta como cátodo y no se corroe o se corroe muy poco. Un ejemplo de ello se ilustra en la Figura 11. Si los metales hubiesen estado separados no ocurriría la corrosión del metal ánodo tan rápidamente como sucede en el caso de acoplamiento galvánico. Ejemplo de este tipo de corrosión: un tornillo de cobre con una arandela de acero al carbono, estando ambos materiales en el mismo medio acuoso (agua con sal). El cobre se corroerá, pero el hierro se consumirá debido a su comportamiento anódico, llegando a desaparecer en forma más rápida que en el caso de estar el hierro solo. 15

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Figura 11. Proceso de corrosión galvánica de piezas de zinc y cobre inmersas en agua salada. Prevención de la corrosión galvánica • Seleccionar materiales que estén lo mas cerca posible en la serie galvánica • Evitar áreas desfavorables de ánodo pequeño y cátodo grande. • Aislar metales disímiles • Aplicar revestimientos con sumo cuidado, evitando dejar imperfecciones o áreas expuestas con el tiempo serán los ánodos.

Figura 12. Fotografias de empacaduras aislantes, detalle e instalación. 16

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• CORROSION INTERGRANULAR Es una forma de ataque localizado en los bordes de grano en los materiales metálicos. Resulta una pérdida de resistencia mecánica y ductilidad del metal. El borde de grano actúa como ánodo y se corroe selectivamente en comparación con el resto del grano, el cual es el cátodo. El ataque es rápido y conduce a fallas catastróficas del material. En la Figura 13. se ilustra este tipo de corrosión. Es un problema muy común en los aceros inoxidables.

Figura 13. Detalles microfractográficos de corrosión intergranular

• CORROSION – EROSION Este tipo de daño resulta debido al ataque del metal por un movimiento entre el líquido o fluido corrosivo y la superficie del metal. Generalmente, el líquido lleva partículas sólidas las cuales rodean el metal y luego, el medio corrosivo, corroe el metal fresco. El daño aparece como canales, formas onduladas, valles, entre otros, como se ilustra en la Figura 14. El aumento de la turbulencia causada por picaduras en las superficies internas de un tubo que puede resultar en rápido aumento de las tasas de erosión y, eventualmente, una fuga. La erosión corrosión también pueden verse agravados por la mano de obra defectuosa. Por ejemplo, a la izquierda en las rebabas de corte de tubo liso extremos pueden alterar el flujo del agua, causa alta turbulencia y la velocidad de flujo, dando lugar a la erosión corrosión. Una combinación de la erosión y corrosión puede conducir a muy altas tasas de picaduras. 17

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Figura 14. Representación esquemática del mecanismo de corrosión - erosión. Prevención de la corrosión – erosión • Usar materiales resistentes a la corrosión – erosión. Ejemplo: Carburo de Tungteno. • Aumentar el espesor de la estructura para fortalecer áreas vulnerables o incremento del espesor por corrosión. • Eliminar el material abrasivo del fluido. • Modificar el diseño a través de cambios de formas y geometría de las estructuras que permita disminuir las velocidades y facilita la formación del flujo laminar. • Reducir la velocidad del flujo.

• Ampollamiento por hidrógeno Las ampolladuras resultan de la penetración de hidrógeno atómico dentro del metal. La reducción de hidrógeno ocurre en la superficie interna en contacto con el electrolito, como consecuencia de la reacción catódica. Una vez formado el hidrógeno atómico, éste puede difundir a través del metal y combinarse dentro de los espacios vacos para formar hidrógeno molecular. Como el hidrógeno molecular no puede difundir, la concentración y por ende la presión en la “vacancia” aumenta, alcanzando la presión suficiente para romper cualquier material conocido.

CLASIFICACION DE LA CORROSION - AFECTACION EN EL VOLUMEN DEL MATERIAL 18

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El criterio de esta clasificación se basa en la influencia del proceso de corrosión en el volumen de la superficie del acero. En esta clasificación se ubican los siguientes mecanismos de corrosión: Daños por hidrógeno (fragilización por hidrógeno, descarburización y ataque por hidrógeno), corrosión bajo tensión o por esfuerzo, corrosión – fatiga, corrosión a alta temperatura, corrosión en soldadura).

• AGRIETAMIENTO Si el material se fractura, se agrieta o se parte en la presencia de fuerzas repetitivas aplicadas, se dice que ocurrió FATIGA, y si fue en presencia de un medio corrosivo, el material falló por CORROSION POR FATIGA. Si el material falló en un medio corrosivo, bajo el efecto de una fuerza tensil aplicada, se dice que el material falló por CORROSION BAJO TENSION. Si en el medio corrosivo hubo Hidrógeno, y un esfuerzo tensil aplicado, se denomina FRAGILIZACION POR HIDROGENO a la causa de la falla.

• Corrosión por fatiga Es una reducción de la capacidad de un metal para soportar esfuerzos cíclicos o repetidos, los cuales producen la rotura de las películas de protección de óxidos que evitan la corrosión con una mayor rapidez. Tiene como consecuencia la formación anódica en los puntos de rotura; esas zonas producen además picaduras que sirven como punto de concentración del esfuerzo para el origen de grietas que provocan fallos finales. En un ambiente corrosivo el nivel de esfuerzo al que se podría suponer que un material tiene vida infinita se reduce o elimina por completo. Contrariamente a una fatiga mecánica pura, no hay carga límite de fatiga a la corrosión asistida por fatiga, por lo que es más difícil su predicción y por ende, su control. Normalmente la fractura se produce a esfuerzos por debajo del esfuerzo normal del material y después de muchos ciclos de aplicación del esfuerzo cíclico y el ambiente corrosivo sirve hace que el material falle antes de tiempo. Puede establecerse que este tipo de corrosión tiene muchas similitudes con SCC, pero la diferencia que la corrosión fatiga puede ocurrir en todos los ambientes y metales. 19

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Como prevenir la corrosión fatiga • Minimizar o eliminar las tensiones cíclicas. • Reducir la concentración de tensión o redistribuirla (el equilibrio y la fuerza de tensión en la totalidad del componente). • Seleccionar la forma correcta de secciones críticas. • Proporcionar los mejores arreglos mecánicos que disipen los cambios rápidos de carga, la temperatura o la presión. • Evitar la vibración excesiva de los componentes desde la concepción del diseño. • Seleccionar materiales de mayor resistencia a la corrosión dependiendo del ambiente corrosivo..

• Fragilización por hidrógeno (HIC) El hidrógeno atómico en solución produce la reducción de la ductilidad. El hidrógeno atómico que se acomoda intersticialmente entre los átomos de la red, produce una distorsión local, restringiendo la movilidad de las dislocaciones y por ende la capacidad de la red para deformarse ante un esfuerzo aplicado. La fragilización por hidrógeno ha sido definida como la pérdida de resistencia y ductilidad inducida por el hidrógeno que puede derivar en la iniciación o propagación de fracturas mecánicas. La interacción del hidrógeno con diferentes materiales es causa de fallas prematuras en distintas situaciones tal y como sucede en los trenes de aterrizaje de los aviones, los depósitos de combustible de refinerías y plantas químicas, las turbinas para la generación de energía eléctrica o las tuberías y válvulas para el transporte de líquidos y gases. La fragilización por hidrógeno es especialmente devastadora debido a la naturaleza de la falla originada. Dicha falla sucede a tensiones muy pequeñas (en comparación a las que serían necesarias en ausencia de hidrógeno), es bastante frágil y tiene un periodo de “incubación” tan variable que lo hace prácticamente impredecible.

• Corrosión por esfuerzo o bajo tensión 20

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Bajo esta clasificación se ubican algunos tipos de corrosión que se suceden por acción conjunta de esfuerzos mecánicos y corrosión (algunos autores denominan a este tipo de corrosión “Agrietamiento inducido por el ambiente” o Environment – Induced Cracking). Los tipos de corrosión a estudiar detalladamente dentro de esta clasificación son: Stress Corrosión Cracking y Corrosión bajo Fatiga.

Stress corrosion cracking (SCC) Esta referida a la rotura de un material causada por la acción simultánea de esfuerzos tensiles y corrosión. La ausencia de uno de los dos factores es condición suficiente para que este fenómeno no se presente. Este tipo de corrosión sucede con mucha frecuencia en aleaciones, pero también puede ocurrir en metales puros bajo ciertas condiciones desfavorables. Es importante destacar que no todas las combinaciones metal – ambiente son susceptibles a este tipo de corrosión, por ejemplo los latones se fracturan en ambientes que contienen amoníaco, mientras que los aceros inoxidables no; sin embargo los aceros inoxidables se fracturan en ambientes con cloruros, mientras que los latones no.. Los aceros inoxidables no se fracturan en ácido nítrico, ácido sulfúrico, ácido acético, ni agua pura. Las variables que afectan la SCC son: • • • •

Temperatura Composición de la solución Composición y estructura del metal Esfuerzo (residual o aplicado)

Métodos de prevención de SCC Aunque los mecanismos de corrosión por SCC aun no han sido totalmente comprobados y/o explicados, está puede ser prevenida o reducida mediante la aplicación de algunos de los consejos: 21

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• Reducir el esfuerzo por debajo del margen previsible (si es que existen datos). En todo caso puede reducirse la carga aplicada y/o ampliar el espesor de la pieza en cuestión. • Eliminar las especies críticas del medio (desgasificación, destilación, desmineralización). • Cuando no pueda alterarse el medio, procurar cambiar la aleación (ejemplo: Cuando se piensa que el medio puede favorecer es preferible incorporar aceros al carbono que inoxidable. • Uso de recubrimientos cuando sea conveniente (tanques, tubos, entre otros). • Empleo de granallado como pretratamiento para mejorar los esfuerzos compresivos residuales en el metal, para producir mejoras de su resistencia.

• Corrosión a alta temperatura Corrosión a alta temperatura es un deterioro químico de un material (normalmente un metal) bajo condiciones de muy altas temperaturas. Esta forma no galvánica de corrosión puede ocurrir cuando un metal está sujeto a una temperatura elevada en una atmósfera que contenga oxígeno, sulfuros u otros compuestos capaces de oxidar (o ayuden en la oxidación de los materiales expuestos. Condiciones para que un óxido sea protector a altas temperaturas

• • • • • • •

Buena adherencia. Punto de fusión alto. Baja presión de vapor. Coeficiente de expansión térmico casi igual al del metal. Plasticidad a alta temperatura para evitar su ruptura. Baja conductividad eléctrica Bajo coeficiente de difusión para iones metálicos y oxígeno.

• Corrosión en soldadura Los cordones de soldadura de oleoductos y gasoductos constituye una de las zonas críticas más susceptibles donde podría iniciarse la corrosión, esto debido a la presencia de defectos superficiales, inclusiones, heterogeneidades estructurales que lleva consigo la unión soldada y cuando se encuentran presentes en las tuberías fluidos agresivos (ácido sulfúrico, dióxido de carbono y 22

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alta presión de operación), se tienen las condiciones ideales para que se desarrolle el mecanismo de corrosión, corrosión prematura en los cordones de soldadura, debido a deficiente preparación de superficie localizada, presencia de salpicadura, y contaminantes penetrados en las irregularidades del cordón.

Figura 15. Registros fotográficos de procesos corrosivos en cordones de soldaduras.

CLASIFICACION DE LA CORROSION - En función al agente agresor • Corrosión por dióxido de carbono (CO2) También llamada corrosión dulce. El dióxido de carbono disuelto en el agua corroe el acero al carbono. En la industria petrolera esta corrosión se encuentra con más frecuencia en los pozos de gas, en los que el dióxido de carbono está presente. Si el vapor de agua se condensa en las tuberías o líneas de flujo, el ácido carbónico formado produce corrosión en el metal expuesto. Una manera de predecir la susceptibilidad de un sistema de gas, está basándose en la presión parcial del dióxido de carbono, que se calcula como sigue:

PpCO2 =

P * %CO2 100

Donde: Ppco2: presión parcial del CO2 (psi). %CO2: por ciento de CO2 en el gas (% molar). P: presión total del sistema (psi). 23

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En función a lo antes descrito, existe una clasificación de la potencialidad corrosiva, la cual se sintetiza en la Tabla 1.

Tabla 1. Clasificación de la potencialidad corrosiva en función a las presiones parciales del dióxido de carbono. Rango PpCO2 > 30 psi 30 > PpCO2 > 7 7 >PpCO2 > 4 PpCO2 < 4

Clasificación Severa Moderada Leve Muy poco probable

Este principio no es siempre aplicable cuando hay presencia de agua salada, ya que las sales disueltas causan tasas de corrosión que se incrementan considerablemente. Los factores que influyen en la corrosión por CO2 son: pH, temperatura, régimen de flujo, relación volumétrica entre fases, velocidad de flujo, presión, características fisicoquímicas del medio, material expuesto, presencia de sólidos en el fluido, entre otros. La ecuación general del proceso corrosión por CO2 es la siguiente: Fe + CO2 + H2O

FeCO3 + H2

El mecanismo mediante el cual opera este tipo de corrosión se puede dividir en tres etapas. Etapa I. Disolución del dióxido de carbono en agua. El CO2 se disuelve en presencia de agua para formar ácido carbónico, el cual se disocia en dos etapas: la formación de iones bicarbonatos y la subsecuente formación de iones carbonatos: CO2 + H2O H2CO3 HCO3-

H2CO3 H+ + HCO3CO3-2 + H+

Etapa II. Reacciones electroquímicas en la superficie del metal. En esta etapa ocurren reacciones anódicas y catódicas simultáneamente en la superficie del metal: •

La disolución del hierro en la intercara metal/electrolito ( reacción anódica), 24

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•

Fe Fe2+ + 2eLa reducción de los iones H+ producidos por los electrones producidos en la reacción anterior para producir hidrógeno molecular (reacción catódica). 2H+ + 2e-

H2

Existe la posibilidad de que ocurra la reducción directa del H2CO3, mediante dos reacciones catódicas, incrementando la velocidad de corrosión. 2H2CO3 + 2 e-

H2 + 2HCO3-

2HCO3- + 2 e-

H2 + 2CO3-2

Etapa III. Formación de bicarbonato de hierro (FeCO3) La combinación de los iones carbonato producidos con el ión ferroso forman el carbonato de hierro, Fe2+ + CO3-2

FeCO3

El carbonato de hierro obtenido como producto de corrosión precipita y se deposita sobre la superficie del metal, donde forma una capa que proporciona cierto grado de protección al acero contra la corrosión. La formación de esta capa de FeCO3 en la superficie del metal, reduce significativamente la tasa de corrosión, encontrándose una estrecha relación entre la formación y adherencia de esta capa y la temperatura a la cual se forma. •

Corrosión por sulfuro de hidrógeno (H2S):

También llamada corrosión ácida, resulta de la reacción entre el sulfuro de hidrógeno y el acero en presencia de agua. Las fuentes donde ocurre pueden contener también oxígeno, dióxido de carbono o ácidos orgánicos. La corrosión ácida está caracterizada por numerosos hoyos profundos que usualmente contienen sulfuro de hierro negro. Esto es también acompañado por ampollas y fracturas en el tubo de producción y otros equipos. Uno de los mecanismos mediante los cuales se produce corrosión por H2S en aceros al carbono ocurre a temperatura ambiente, donde la humedad juega un papel importante; este mecanismo se puede expresar de la siguiente manera: 25

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H 2S

+

H 2O

HS −

+

Fe

⇔ ⇔

HS − + HO − + 2 H − FeS

+

H−

+ 2e −

La corrosividad de un sistema se considera como posible para los aceros al carbono a partir de niveles muy bajos en H2S, la norma utilizada en la industria petrolera para evaluar la posibilidad de existencia de este tipo de corrosión y seleccionar los materiales adecuados para servicios agrios es la NACE MR-0175-91 ISO 15156-1. Ésta establece lo siguiente: PpH2S > 0,05 psi H2S > 50 ppm Donde: PpH2S: presión parcial de H2S (psi). ppm: partes por millón. Por encima de esta presión existe el riesgo de fragilización del material por sulfuro de hidrógeno, también ofrece una alternativa para determinar directamente la existencia de un ambiente agrio y afirma la necesidad de sustituir los aceros al carbono por aceros aleados.

• Corrosión por efecto combinado de CO2 y H2S La presencia de CO2 y H2S en un medio acuoso, es capaz de producir graves daños por corrosión, pero la combinación de los mismos puede acelerar o disminuir la velocidad de corrosión y por ende, la criticidad del daño. Es importante el efecto del H2S en la corrosión por CO2 y su comportamiento, ya que se forman películas de productos de corrosión en forma competitiva entre el sulfuro de hierro (FeS) y carbonato de hierro (FeCO3), pudiendo en función a la temperatura, concentración del agente corrosivo y presión, acelerar o disminuir la velocidad de corrosión. Por ello, se considera importante definir cual de los tipos de corrosión (por CO2 o por H2S) es el predominante, antes de estimar la velocidad de corrosión en un sistema determinado. La relación entre las presiones parciales de CO2 y H2S, conocida como Ecuación de Kane, proporciona un indicativo que permitirá determinar el tipo de corrosión predominante en el sistema.

26

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PpCO2 PpH 2 S

> 200

Corrosión por CO2

PpCO2 PpH 2 S

< 200

Corrosión por H2S

• Corrosión microbiológica Es el proceso resultante de organismos vivos, usualmente por ingestión de nutrientes y eliminación de desperdicios que son ácidos o hidróxidos corrosivos que atacan el material. Los microorganismos que se asocian a la corrosión son de dos tipos: aeróbicos y anaeróbicos. Las especies aeróbicas crecen con facilidad en un ambiente que contenga oxígeno, mientras que las anaeróbicas en un ambiente virtualmente desprovisto de oxígeno atmosférico. La manera en que estas bacterias llevan a cabo sus procesos químicos es bastante compleja y, en algunos casos, no se entiende por completo. Se ha investigado ampliamente el papel de las bacterias de reducción de sulfatos (anaeróbicas) en el fenómeno de la corrosión. Los sulfatos en suelos ligeramente ácidos a alcalinos (pH 6 a 9) son reducidos por esas bacterias, para formar sulfuro de calcio y sulfuro de hidrógeno. Cuando estos compuestos entran en contacto con las tuberías de hierro subterráneas, se produce una conversión del hierro a sulfuro de hierro. Puesto que esas bacterias se desarrollan en esas condiciones, seguirán fomentando esta reacción, hasta que se produzca una falla de la tubería. La corrosión microbiológica es uno de los fenómenos de corrosión más comunes y complejos que se encuentran. Es causada por un gran número de bacterias, que generalmente lleva a un rápido ataque por picado. Puede ocurrir en aceros al carbono, fundición de hierro, cobre y aleaciones de cobre, aceros inoxidables, níquel y algunas aleaciones de níquel, aluminio, hormigón y zinc. Esas influencias biológicas pueden dividirse en tres categorías generales: •

Producción de celdas de aireación diferencial o de concentración química.

•

Producción de ácidos orgánicos o inorgánicos como consecuencia de su actividad metabólica.

•

Producción de sulfuros bajo condiciones anaeróbicas.

En la corrosión de las aleaciones ferrosas en aguas, es frecuente la participación de las bacterias reductoras del sulfato (BRS). 27

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Figura 16. Fotografía de picadura por bacterias sulfatorreductoras y viales para cultivos.

8. VARIABLES QUE INFLUYEN EN LOS MECANISMOS DE CORROSION CONDICIONES HIDRODINÁMICAS DEL FLUIDO Y PATRONES DE FLUJO Las líneas de producción de gas y petróleo generalmente manejan flujos de dos o más fases, constituidos por mezclas de gas, petróleo, agua y arena. Los efectos resultantes de las condiciones del flujo bi o multifásico inciden sobre la ocurrencia del fenómeno de corrosión, así como en la selección de los sistemas de control y monitoreo. Por lo tanto, se hace necesario entender el comportamiento hidrodinámico del fluido. PRINCIPIOS DE FLUJO BIFÁSICO • Líquido acumulado (Hold Up). El líquido acumulado o líquido retenido (hold up) se define como la fracción de área de la sección transversal de la tubería ocupada por el líquido. •

Velocidad del fluido: es considerada uno de los parámetros más significativos a la hora de determinar el potencial corrosivo de una tubería, ya que determina el comportamiento del fluido (patrón de flujo), y la distribución del agua transportada por el gas. A continuación se presentan los conceptos básicos de velocidad de fluido para una mezcla bifásica gas-líquido:

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•

Velocidad superficial: es la velocidad a la cual fluiría la fase líquida o la fase gaseosa si estuviera sola en la tubería.

•

Velocidad de la mezcla: es la suma de la velocidad superficial del líquido y la velocidad superficial del gas.

PATRONES DE FLUJO En flujo bifásico (líquido/gas) las interacciones entre la fase líquida y la gaseosa, por estar influenciadas por sus propiedades físicas y caudales de flujo y por el tamaño, rugosidad y orientación de la tubería, causan varios tipos de patrones de flujo. En un determinado punto en una línea, solamente existe un tipo de flujo en cualquier tiempo dado. Sin embargo, como las condiciones de flujo cambian, el régimen de flujo puede cambiar de un tipo a otro. De acuerdo con las velocidades superficiales de las fases presentes a lo largo de una tubería se pueden presentar diferentes patrones de flujo, teniendo esto una influencia directa sobre la ubicación de los puntos de monitoreo de corrosión. Se definen siete (07) regímenes principales de flujo para describir el flujo en una tubería horizontal o ligeramente inclinada. Estos regímenes se describen a continuación en orden creciente de velocidad del gas, según la referencia. • •

Flujo tipo burbuja. Flujo tipo pistón.

Figura 17. Principales regímenes de flujo en tuberías horizontales. 29

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• • • • •

Flujo estratificado. Flujo ondulante. Flujo tipo tapón. Flujo anular. Flujo tipo disperso o rocío.

A continuación se describen los diferentes formas que puede adoptar la corrosión desde el punto de vista de las velocidades y patrones de flujo en sistemas de gas húmedo, según la referencia: •

Para sistemas de gas húmedo con bajas velocidades de flujo de líquidos, comprendidas entre 0 y 4,5 m/s (15 pie/s), existen mayor posibilidades de un ataque corrosivo localizado, ya que el agua se acumulará en el fondo de la tubería (flujo estratificado), especialmente en las zonas de bajo nivel del sistema.

•

En sistemas de gas con velocidades de flujo moderadas, ubicadas en el rango de 4,5 - 7,5 m/s (15 - 25 pie/s), el agua se presenta en flujos continuos a lo largo del fondo y atomizada en el resto de la tubería, con lo que se obtienen diferentes grados y tipos de ataque corrosivo, siendo mas severo en el fondo de la línea (ataque localizado).

•

A velocidades altas, superiores a los 7,5 m/s (25 pie/s), el agua se encuentra atomizada en toda la superficie interna de la línea de gas (flujo tipo disperso), por lo que en general, y dependiendo del contenido de agua, ocurre un ataque general de moderada intensidad.

Efecto de la temperatura La temperatura incrementa las velocidades de reacción en casi todas las sustancias químicas al igual que en la mayoría de los procesos de corrosión. Generalmente, puede presentarse dos casos, el primero, en el cual un incremento de temperatura va asociada a un aumento inmediato de la velocidad de corrosión (línea A), mientras que en el segundo, un aumento de la temperatura, no parece tener mucha influencia, hasta que se alcanza cierto valor, a partir del cual se presenta un rápido incremento de la velocidad de corrosión. Esto es frecuente en materiales que se encuentran en estado pasivo y el aumento de la temperatura (lo que usualmente se traduce en aumento del poder oxidante del medio); hace que el material pase a su estado transpasivo, donde es fácilmente corroído.

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Efecto de la concentración del agente corrosivo Es muy común que materiales que exhiben pasividad no se vean afectados por la concentración del agente corrosivo dentro de los rangos relativamente amplios y es sólo a valores muy altos de dicha concentración que la velocidad de corrosión se incrementa muy rápidamente. Estos factores están relacionados con el mecanismo de las relaciones de corrosión en sí, las condiciones de las superficies de los metales, las condiciones químicas y físicas de la solución a la cual el metal es expuesto.

Factores Metalúrgicos Los metales y sus aleaciones son sólidos cristalinos, lo que significa que los átomos de un metal están ordenados. Los metales, cuando se encuentran en su estado natural tienen un estado termodinámico estable. Luego en los procesos de una manufactura de aceros y otras aleaciones, le añadimos energía; durante este proceso, si no se ha cambiado significativamente el metal (mediante aleaciones), su termodinámica tampoco habrá cambiado. Entonces cuando el metal procesado es expuesto a un ambiente natural, este se regresa a su estado natural mediante el proceso de corrosión para formar compuestos como hidróxido de hierro Fe2(OH)3. El ciclo del procesamiento del hierro es análogo a empujar una pelota cuesta arriba (procesamiento) el cual requiere de energía para ser trasladada hasta la cúspide; el proceso de corrosión sería análogo al dejar caer la pelota cuesta abajo durante el cual libera la energía acumulada hasta llegar abajo donde la pelota se para y alcanza un estado de energía mínimo (termodinámicamente estable), que sería análogo en el hierro al alcanzar su estado natural. Las estructuras cristalinas de los metales son las que determinan las propiedades mecánicas de los metales y sus propiedades de resistencia a ambientes corrosivos. Cuando el metal se ha solidificado y enfriado, se crean los bordes entre los granos del metal. Los bordes de los granos son áreas de mucha energía y son los más activos químicamente y es por eso que son atacados más rápidamente que las mismas caras del grano cuando son expuestas a ambientes corrosivos. Un ejemplo de esto es cuando uno realiza acidificación metalográfica para visualizar el contraste entre los granos. 31

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Factores termodinámicos Para la corrosión, la termodinámica indica si una reacción puede ocurrir espontáneamente o no. Para esto se utiliza el concepto de: Energía libre: el cambio de energía libre es una medida directa de la capacidad de un sistema de producir trabajo o de la capacidad eléctrica máxima disponible en el sistema. Si el cambio de energía libre de un estado a otro de un sistema es negativo, indica una pérdida de energía libre y la dirección espontánea de la reacción del sistema. Si no existen fuerzas externas actuando en un sistema, el sistema siempre tratará de transformarse en un estado donde su energía sea el mínimo. Si el cambio de energía es positivo, entonces implica que la reacción ocurre si se le añade energía al sistema, pero no ocurre espontáneamente. Todos los procesos, inclusive las reacciones químicas están gobernadas por la Energía Libre de Gibbs.

pH Representa la medida de basicidad o acidez del agua. Tiene repercusión en la solubilidad de muchos compuestos como por ejemplo del CaCO3 y de hierro. Mientras más alto es el pH mayor es la tendencia a la precipitación. Si el pH es bajo (mas ácido) se incrementa la corrosividad del agua. La mayoría de la aguas del campo petrolero tienen un pH 4 - 8. El pH del agua tiende a bajar cuando se disuelven los “gases ácidos”: H2S y CO2. El pH cambia rápidamente después de que la muestra es tomada de un sistema presurizado (debido al escape de los gases disueltos). La corrosión es acelerada en los ambientes ácidos (pH7). A medida que el pH (pH = -log [H+]) aumenta, la concentración de H+ disminuye, lo cual puede reducir la velocidad de corrosión. En cambio, cuando el pH disminuye, la concentración de iones H+ aumenta, lo cual puede intensificar la reacción catódica y aumentar la velocidad de corrosión (los ácidos tienden a disolver los metales más rápidamente).

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Cloruros Aunque no sea ampliamente conocido, los fluidos que contienen 3% en peso de sal de cloruro pueden ser más corrosivos que los fluidos de salinidad más alta Cuando la concentración de sal aumenta, la cantidad de oxígeno disuelto disminuye. Las velocidades de corrosión son más altas a aproximadamente 3% de NaCl o KCl que al punto de saturación. Los sistemas de agua salada o inhibidos de potasio (KCl) suelen tener concentraciones de sal cerca de este nivel y deben ser protegidos contra la corrosión. La presencia de cloruros es especialmente nociva para los aceros inoxidables, específicamente en su composición austenítica, cuando estos están presentes en condiciones desfavorables como concentraciones suficiente de cloruros junto con suficientes esfuerzos residuales. En tal sentido el uso de Aceros Inoxidables del tipo austenítico debe ser limitado en líneas generales a concentraciones de Cloruros por debajo de los 100.000 ppm. Este límite hace generalmente seguro el uso de cualquier Acero Inoxidable Austénitico independientemente de los esfuerzos y la temperatura del servicio.

Incrustaciones Se entiende como especie incrustante, todos aquellos elementos que en combinación con otros elementos contenidos en el fluido puedan ocasionar la precipitación de sales que ocasionan incrustaciones y por ende influyen negativamente a las condiciones de flujo dentro de las tubería, ocasionando caídas de presión adicionales y potencialmente corrosión bajo depósitos, las cuales son muy localizadas y con velocidades de corrosión aceleradas ocasionado la falla temprana de las tuberías. Las incrustaciones más comunes son las de Carbonato de Calcio (CaCO3), Sulfato de Bario (BaSO4), entre otros. Todos los tipos de incrustación pueden ser prevenidos mediante un buen sistema de inyección de inhibición de incrustación acompañada de un sistema riguroso de limpieza mecánica interna (Cochineo).

SÓLIDOS 33

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La presencia de sólidos dentro de los fluidos de producción, tiene igualmente un efecto altamente negativo en la integridad mecánica de las instalaciones por las siguientes razones: •

•

Si las velocidades de flujo son altas (Mayores a la Velocidad Erosional, ejemplo; la determinada por la API 14E), los sólidos pueden estar ocasionando un proceso de erosión localizada en la pared interna de la tubería, ocasionando fallas. Si las velocidades de flujo son bajas (menores a la Velocidad Erosional), los sólidos se depositan en el fondo de la tubería, promoviendo corrosión bajo depósitos (CBP) y adicionalmente, promoviendo el crecimiento de bacterias (CAB).

Los sólidos totales se corresponden con la sumatoria de los disueltos y suspendidos. Los sólidos disueltos constituyen el total de materia disuelta en un volumen dado de agua y representan la suma de las concentraciones de todos los cationes y aniones del reporte de análisis de agua. Es una variable de singular importancia porque juega un papel preponderante en las reacciones químicas asociadas a los procesos de incrustación y formación de capas protectoras en la superficie interna de un determinado sistema de tuberías. Se expresa en ppm. Por su parte, los sólidos suspendidos se determinan a través de un proceso de filtrado, secado y peso a partir de un volumen dado o muestra de la solución. Constituyen la fracción de compuestos que no pasan a través de un filtro de 0,45 micras. Pudiesen ocasionar taponamiento en un determinado sistema o depósitos en el caso de tuberías de producción. Se expresan de igual forma en ppm.

Topografía Esta variable considera tanto la trayectoria de la tubería como los perfiles topográficos extraídos de los planos de construcción. Es importante recordar que las líneas en la industria petrolera son en su mayoría son soterradas. Para ello se establece la siguiente referencia: zona topográficamente baja (cuando existe una diferencia en altura con respecto a una longitud anterior y posterior), gráficamente reflejada como una curvatura suave o abrupta, según sea el caso.

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9. INDICADORES DE LA CORROSION – FORMAS DE EVALUAR LA CORROSION INDICADOR POR GANANCIA DE PESO Si los productos de corrosión quedan adheridos al substrato y por consiguiente no hay perdida de ellos, es posible seguir el avance de la corrosión por el indicador de la velocidad de corrosión por aumento de peso de una cierta unidad de área y en la unidad de tiempo. La expresión sería calculada en la forma siguiente:

Este indicador puede tener diversas unidades, la usada más a menudo es mdd (miligramos /decímetro cuadrado x día). También se puede utilizar el término “mpy” (incher penetration per year), pulgadas de penetración por año.

Se puede pasar de mdd a mpy usando la siguiente formula:

En donde: PF: Peso final, después de la corrosión. PI: Peso inicial, antes de la corrosión. A: Area del material siendo expuesto. t : Tiempo de exposición. Mpy: Miles de penetración por año. (1 mil es igual a 1/1000 pulgadas). D: Densidad del material siendo corroído. C: Factor de conversión apropiado.

INDICADOR POR PERDIDA DE PESO Si se trata de un tipo de corrosión en que los productos de la corrosión no quedan adheridos al substrato metálico, y por consiguiente hay perdida de ellos, no es posible aplicar el método anterior. Para obviar esto, lo más conveniente es pesar la superficie 35

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metálica en ensayo, antes del mismo y después del mismo, cuando haya sido propiamente limpiado el metal corroído. El indicador por perdida de peso sería igual a:

Donde: PF: Peso final, después de la corrosión. PI: Peso inicial, antes de la corrosión. Las unidades son las mismas que en la sección anterior, es decir, mdd (miligramos / decímetro2 xdía), ipy (pulgadas de penetración por año), gmH (gramos / metro2 x hora), gph (gramos / pulgada2 x hora).

INDICADOR POR PERDIDA DE ESPESOR Este indicador permite calcular cuánto material se pierde en función del tiempo de exposición, y se busca conocer qué espesor represente ese material perdido debido a la corrosión:

Donde: ei y ef son los espesores iniciales y finales del metal respectivamente y t el tiempo de exposición. Las unidades son: mpy, mmpy (milímetro por año), entre otras. En forma general, se puede dividir los metales en tres grupos, de acuerdo al comportamiento frente al ataque uniforme de un mediocorrosivo.

a) Metales con ipy menores que 0,005; o sea menores que 1,15 cm/año. Estos metales tienen una gran resistencia a la corrosión y son adecuados para utilizarlos en partes críticas como resortes, ejes de bombas, válvulas, entre otros. 36

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b) Metales con ipy entre 0,005 y 0,05 (entre) 0,15 a 0,015 cm/año. Estos metales son adecuados SI una alta velocidad de corrosión es permisible; por ejemplo: tanque, tuberías, tornillos, remaches, entre otros.

c) Metales con ipy mayores que 0,05 (mayores que 0,15 cm/año). Estos metales son generalmente satisfactorios.

INDICADOR VOLUMETRICO Se usa para fines experimentales. Se emplea en la corrosión en ambiente ácido en ausencia de oxígeno y con desprendimiento de hidrógeno. Su expresión es la siguiente:

En donde: Kv: Indicador volumétrico de la velocidad de corrosión. (cm3 / cm2 x hora) Vo: Volumen de hidrógeno en cm3 generado y reducido a condiciones normales, (temperatura de 25 °C y 1 atmósfera de presión).

INDICADOR MECANICO Cuando la corrosión es del tipo intergranular los indicadores anteriores pierden su significado y no pueden aplicarse. En esos casos, de ataque íntergranular, el material metálico pierde sus propiedades mecánicas, por lo tanto, se usa el siguiente indicador mecánico:

En donde: Kd: Indicador mecánico. Se expresa en % Vo: Límite de ruptura del material antes de la corrosión. (psi, libras/pulgadas2), (Kg/mm2) 37

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Vt: Límite de ruptura del material después de la corrosión. (psi o Kg/mm2)

INDICADOR ELECTRICO Este indicador también es de uso experimental, así como también puede ser usado en el plano industrial. Se basa en el paso de la corriente a través de un conductor; si este conductor, debido a la corrosión posee productos de corrosión, y estos productos son conductores muy pobres o nulos de la electricidad; se podría detectar el avance de la corrosión en función del aumento de la resistencia eléctrica del conductor corroído. La sección transversal efectiva del conductor para el paso de la corriente se verá disminuida por la presencia de los productos de corrosión lo cual aumentará la resistencia del conductor al paso de la electricidad. La expresión matemática de este indicador es la siguiente:

Este indicador se expresa en porcentaje. Ro: Resistencia eléctrica antes de la corrosión. R1: Resistencia eléctrica después de la corrosión (después de cierto tiempo (t), de ensayo o de la corrosión).

INDICADOR DE PICADURA Los indicadores anteriores no tienen significado físico cuando se trata de un tipo de corrosión específico localizado, como lo es picadura (pittig). Para estos casos hay que usar dos indicadores que permiten visualizar la magnitud y avance de la corrosión: a) El número de poros o picaduras por unidad de área y por unidad de tiempo. Se expresa este indicador como:

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b) Factor de la picadura (F), nos indica la profundidad de la picadura, lo cual es importante para visualizar el posible daño a las propiedades mecánicas debido a la presencia de la picadura – un punto de concentración de esfuerzos en el material corroído – se expresa de la siguiente forma:

10. CONTROL DE LA CORROSION EN INSTALACIONES PETROLERAS Es imposible detener completamente la corrosión. Esta puede ser permitida en algunas ocasiones una tasa aceptable, si las pérdidas económicas proyectadas por concepto de corrosión son menores que el costo de control de corrosión. El grado de corrosión está relacionado con los aspectos de seguridad, regulaciones gubernamentales y consideraciones ambientales. La corrosión en un proceso natural e irreversible que no se puede eliminar, sin embargo, puede ser controlado y minimizado a una tasa aceptable. El control de la corrosión es el paso final en la solución de cualquier problema de corrosión, para ello es necesario seleccionar el método más adecuado, considerando los aspectos técnicos, económicos y la factibilidad de aplicación de cada uno de ellos. Es por esto que se considera necesario conocer sus beneficios y limitaciones. Existe una variedad de métodos para minimizar la corrosión en las operaciones de los campos petroleros, incluyendo: • • • • •

Remoción de agentes corrosivos (Proceso) Selección de materiales Inhibidores Revestimientos Protección catódica

Remoción de agentes corrosivos (proceso) 39

La Corrosión en la industria petrolera

En este sentido, existen métodos como la deshidratación y el endulzamiento, que se aplican para cumplir con las regulaciones y los requerimientos de distribución del gas y que adicionalmente contribuyen a reducir o minimizar el problema de la corrosión. A continuación se presenta una breve descripción de estos métodos:

Deshidratación La remoción del vapor de agua asociado al gas natural es uno de los métodos que previene la acción directa de los agentes corrosivos como el CO2 y el H2S sobre la superficie del metal, y por lo tanto, reduce drásticamente la ocurrencia del fenómeno de la corrosión. Por esto, la deshidratación, además de que permite cumplir con los requerimientos exigidos desde el punto de vista de distribución y ventas, previene la formación de hidratos y la corrosión. Sin embargo, los sistemas de deshidratación comúnmente utilizados como son los de adsorción física y los de absorción por glicol, requieren para su funcionamiento de complejos sistemas que constan de: separadores, torres de contacto, regeneradores, calentadores e intercambiadores de calor, además de un seguimiento y operación adecuada, así como un sistema de control y monitoreo del punto de rocío.

Endulzamiento Los procesos utilizados en la industria petrolera para la remoción de gases ácidos del gas natural se denominan procesos de endulzamiento. La purificación del gas natural para eliminar impurezas como los mercaptanos, CO2 y H2S, entre otros, se lleva a cabo por razones adicionales a las del control de corrosión como son los niveles de contaminación atmosférica, los sulfuros en la combustión, la formación de hidratos y los requerimientos en procesos especiales. La remoción de estos contaminantes, adicionalmente, evita los problemas de corrosión severa en los gasoductos y otras instalaciones auxiliares. Los principales procesos de endulzamiento de gas, actualmente disponibles, son el de absorción por solventes físicos (carbonato de propileno), y/o químicos (aminas), por conversión a azufre elemental (proceso Claus), y los procesos de lechos sólidos y de membrana. Uno de los principales problemas de los sistemas de endulzamiento es la formación de espuma, lo cual reduce considerablemente la eficiencia del proceso, por lo cual se trata de evitar la entrada o acumulación de hidrocarburos líquidos y otros productos orgánicos (inhibidores de corrosión) a estos sistema.

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La Corrosión en la industria petrolera

La selección final de un determinado sistema de endulzamiento debe ser realizada en base a los análisis de los criterios de seguridad, la rentabilidad y los problemas de corrosión y operación de los sistemas de transporte de gas sujetos a estudio.

Selección de materiales Aquí podemos observar algunas de las propiedades que determinan la selección apropiada de un material estructural. Aunque la selección inicial no se dirija hacia la resistencia de corrosión, la elección final depende de otras propiedades diferentes. El costo y la resistencia a la corrosión son muy importantes en la mayoría de las aplicaciones en ingeniería, cuando se requiere de mucha resistencia química. Sin embargo, para aplicaciones arquitectónicas, la apariencia es la propiedad más importante. La selección de los materiales que vayamos a usar será factor decisivo en el control de la corrosión a continuación se enunciaran algunas reglas generales para la selección de materiales: • Para condiciones no oxidantes o reductoras tales como ácidos y soluciones acuosas libres de aire, se utilizan frecuentemente aleaciones de Ni y Cr. • Para condiciones oxidantes se usan aleaciones que contengan Cr. • Para condiciones altamente oxidantes se aconseja la utilización de Ti y • Los elementos cerámicos poseen buena resistencia a la corrosión y a las altas temperaturas pero son quebradizos, su utilización se restringe a procesos que no incluyan riesgos. • Los plásticos reforzados están principalmente limitados por la presión. • Metales y aleaciones: Las aleaciones de acero al carbono son las más comúnmente usadas en las operaciones de campo petroleros, dado su bajo costo, facilidad de fabricación y resistencia. Sin embargo, existen numerosas aplicaciones en donde el método más sencillo para prevenir la corrosión es seleccionar la aleación más adecuada para un servicio corrosivo en particular.

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Algunas de las combinaciones de metal que proporcionan buenas resistencia a la corrosión son: a.- Aceros inoxidables. b.- Aleaciones de Níquel. c.- Aleaciones de Aluminio. d.- Aleaciones de Cobre. e.- Aleaciones de Plomo. f.- Aleaciones de Zinc. g.- Aleaciones de Estaño. h.- Aleaciones de Titanio. • No metales: La mayoría de los no metales tienen mucho menos resistencia mecánica que el acero y pueden tener serias limitaciones de temperatura. En las operaciones de campo petroleros se utilizan con frecuencia plásticos, cemento-asbesto, cerámica y cemento. La tubería de plástico está siendo usada extensamente; particularmente la tubería de fibra de vidrio reforzada con resina "Epoxy". Este tipo de tubería ha reemplazado la PVC, dado que mejora la resistencia mecánica y permite su uso a altas temperaturas.

Aceros inoxidables Los aceros inoxidables están conceptualizados como aleaciones de hierro – cromo con un mínimo de 11 % de éste último, en mucho de los casos se le adicionan elementos aleantes que le confieren mejoras en sus propiedades mecánicas. El empleo de aceros inoxidable a constituido una de las opciones para el control de corrosión en sistemas, equipos e instalaciones, no obstante los mismos no son la panacea y la solución total del problema asociado a fallas en los mismos a causa de los fenómenos y mecanismos de corrosión. Su aplicación en mucho de los casos depende en gran medida de las condiciones de servicios a las cuales será sometida y en función de ello, a la mejor relación técnico económica.

Plástico Reforzado con Fibra de Vidrio (P.R.F.V.) Es un material compuesto, constituido por una estructura resistente de fibra de vidrio y un material plástico que actúa como aglomerante de las mismas. El refuerzo de fibra de vidrio, provee al compuesto: resistencia mecánica, estabilidad dimensional, y 42

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resistencia al calor. La resina plástica aporta: resistencia química dieléctrica y comportamiento a la intemperie.

Inhibidores de corrosión Un inhibidor es una sustancia química que adicionada en pequeña concentración a un ambiente corrosivo reduce eficazmente la velocidad de corrosión. En el proceso de corrosión, la inhibición constituye una medida preventiva contra el ataque corrosivo de materiales metálicos. Su método de aplicación consiste básicamente en el uso de sustancia químicas en pequeñas cantidades en un medio corrosivo, las cuales son capaces de disminuir la tasa de corrosión en el metal expuesto a dicho medio. La reducción de la tasa de corrosión puede lograrse: •

Modificando el ambiente, haciéndolo menos corrosivo, bien sea produciendo precipitados protectores, removiendo o inactivando sustancias agresivas de la solución. Por ejemplo, los secuestrantes de oxígeno en el tratamiento de agua de calderas.

•

Modificando la interfase entre el medio corrosivo y la superficie metálica, evitando su interacción. En este caso, el inhibidor es adsorbido en la superficie metálica como una película delgada, sin reaccionar químicamente con la misma. Para este fin se utilizan las aminas orgánicas formadoras de películas, por ejemplo en sistemas de cabecera de unidades destiladoras, en gasoductos, líneas de flujo, entre otros.

•

Modificando el material de construcción para aumentar su resistencia a la corrosión. En este caso el inhibidor induce la formación de películas protectoras por reacción con el metal formando compuestos oxidados sobre la superficie del mismo.

En los sistemas de producción de petróleo y gas, la adición de inhibidores de corrosión es lo más empleado para el control de la corrosión interna. La principal ventaja de la inyección de inhibidores de corrosión, es que la mayoría de los inhibidores pueden aplicarse a muy bajas concentraciones en los sistemas, por lo que los costos son mínimos, si son efectivos. Además, las alteraciones sobre los sistemas existentes, son mínimas para iniciar el tratamiento. En los sistemas de manejo de gas de la industria petrolera, los inhibidores orgánicos - catódicos son los más empleados.

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Los inhibidores pueden clasificarse en: •

Inhibidores anódicos: son generalmente aniones que migran hacia las superficies anódicas, donde incrementan la polarización del ánodo reaccionando con los iones del metal que se está disolviendo y con el electrolito para formar películas pasivantes o capas de sales que son relativamente insolubles, con lo que las zona anódicas se recubren y la velocidad de corrosión disminuye.

Entre los inhibidores anódicos más usados podemos mencionar: el cromato de sodio y el nitrato de sodio que no requieren la presencia de oxígeno para ser efectivos, y el benzoato de sodio que si requiere de oxígeno para causar pasivación. Estos funcionan deteniendo la reacción de oxidación en el ánodo y rompiendo el circuito electroquímico. Con el uso de inhibidores anódicos debe tenerse siempre el cuidado de mantener el suficiente residual en el sistema para prevenir el ataque por picadura, ya que pueden quedar sitios anódicos sin cubrir. Estos a su vez se clasifican en precipitantes y oxidantes, dependiendo de la manera como formen su película. •

Precipitantes: Reaccionan con los productos de corrosión para producir una sal o un complejo insoluble que precipita y forma una película sobre los sitios anódicos. El ortofosfato y el silicato son los más utilizados.

•

Oxidantes: Estos tipos de inhibidores oxidan rápidamente la superficie metálica para formar una película muy adherente con los productos de corrosión. Los más utilizados son el cromato y el nitrito.

•

Inhibidores catódicos: son cationes que migran hacia las superficies catódicas donde precipitan química o electroquímicamente, incrementando la resistencia del circuito corrosivo, aislando estas áreas del contacto con el electrolito. Por lo tanto, reducen la difusión de las especies corrosivas hacia la superficie del metal o reducen la reacción catódica al interferirla.

La acción de algunos de estos inhibidores consiste en evitar que se desprendan las moléculas de hidrógeno de la superficie del metal. Otros inhibidores aprovechan la alcalinidad en la región del cátodo para precipitar allí compuestos insolubles sobre la superficie del metal. •

Inhibidores mixtos o de adsorción: son largas moléculas orgánicas ramificadas que se adsorben como una película delgada sobre toda la superficie del metal 44

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(ánodos, cátodos), de donde viene su nombre, ya que simultáneamente retardan las reacciones anódicas y catódicas. Estas complejas moléculas dificultan la difusión de los agentes corrosivos hacia el metal o capturan los iones metálicos que se están disolviendo en la superficie del mismo, reduciendo la velocidad de disolución del metal. Bajo esta clasificación se encuentran las aminas, las cuales se adsorben en la superficie por enlaces entre el átomo de nitrógeno y el metal.

La adsorción de las aminas, y por lo tanto la eficiencia del inhibidor, depende de la fuerza del enlace amina metal, la cual se debe a la alta densidad electrónica del átomo de nitrógeno y a la capacidad de estos electrones para formar enlaces coordinados.

Recubrimientos protectores Desde el punto de vista de la corrosión, un recubrimiento es una barrera física que separa al metal del medio corrosivo. Acostumbramos ver a una pintura o recubrimiento simplemente como una capa que se aplica sobre un metal, pero es realidad es mucho más que eso. Estos recubrimientos se utilizan para aislar el metal del medio agresivo. Pueden ser metálicos y no-metálicos que se pueden aplicar al metal por proteger, sin una modificación notable de la superficie. Es importante destacar que en la industria petrolera aun existe un gran escepticismo en el uso de este tipo de material en el interior de las tuberías para el transporte de los fluidos, principalmente atribuido a los aspectos siguientes: •

Requieren de un estricto control de calidad al momento de aplicación, desde la materia prima, condiciones ambientales durante la aplicación y preparación de superficie es fundamental.

•

Son posibles problemas en juntas soldadas por los procesos de reparación que ameritaría internamente durante el tendido.

•

No existe pericia para la corrida de herramientas que no afecten la integridad del revestimiento interno durante la remoción de líquidos.

•

De igual forma debe aplicarse inhibidores de corrosión para la protección de los holidays o posibles sitios anódicos.

•

En caso que el sistema produzca incrustaciones que requiera remoción con herramientas mecánicas se dañaría el revestimiento interno. 45

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•

Posible desprendimiento en los accesorios (deben revestirse en planta y acoplarlos con bridas).

•

Restricciones para la instalación de accesorios para el monitoreo, toma de muestras, entre otros. Limitación de los trabajos de remoción futuros.

Sin embargo, a la fecha se están llevando a cabo evaluaciones en campo para validar la viabilidad de incorporación de recubrimientos internos tipos epóxicos.

Es frecuente considerar que la eficiencia de protección anticorrosiva utilizando recubrimientos depende exclusivamente de su calidad, este criterio equivoco es la causa de errores y fracasos en la protección de instalaciones industriales. Realmente, este método de control de corrosión es una técnica con varias etapas de igual importancia y de cuya correcta ejecución depende el éxito o alta eficiencia de protección. Estas etapas son las siguientes. • Selección del sistema de recubrimientos. • Calidad del recubrimiento. • Preparación o limpieza de superficies. • Aplicación de recubrimientos.

Selección de sistemas de recubrimientos Considerando a los recubrimientos anticorrosivos como un método de control de la corrosión, la selección del sistema mas adecuado para los diferentes medios de exposición se lleva a cabo a través de un intenso trabajo teórico experimental y un análisis económico; de acuerdo con la agresividad del medio se confrontan las características de los diferentes tipos de recubrimientos con pruebas de laboratorio y de campo a fin de hacer una selección preliminar; posteriormente la decisión final resulta de un análisis económico. En el caso de tuberías enterradas en la industria petrolera los recubrimientos de mayor uso se describen a continuación: a. Cintas La mayor parte de estos sistemas se aplican en frío. Consisten en un imprimador (primer), una capa interna de un elemento anticorrosivo 46

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sellador, con una capa exterior de protección mecánica, generalmente polietileno o polipropileno. También hay varios sistemas multicapas disponibles. Hay que manejarlos con cuidado para evitar daños y son proclives al despegue (disbonding) si la cinta no está lo suficientemente tensada. Pueden ser aplicados en campo. Otras cintas de uso común en la industria petrolera la constituyen las llamadas petrolatos o ceras microcristalinas, cuya limitación de aplicación principalmente es la temperatura, restos de hidrocarburos y estiramientos forzados durante su aplicación.

b. Epoxi fundido (FBE ó fusion bonded epoxi) Estos revestimientos consisten en una resina en polvo rociada sobre un tubo calentado a 400-500 °F (204°C a 260°C). El espesor típico es de 12 a 16 mils (0.304 mm a 0.406 mm). Estos revestimientos ofrecen una buena adhesión al acero y resisten bien los daños por impacto o abrasión. Las temperaturas de operación varían entre los –40°F a 140°F (-40°C a 60°C). A largo plazo (10 a 15 años), la absorción de humedad puede ser un problema, por lo que los requerimientos de protección catódica pueden aumentar con el tiempo. Estos revestimientos son aplicados en facilidades de planta.

Figura 18. Tuberías revestidas con resina epóxica fundida.

c. Polietileno de alta densidad El polietileno de alta densidad es un polímero de la familia de los polímeros olefínicos (como el polipropileno), o de los polietilenos. Es un polímero 47

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termoplástico conformado por unidades repetitivas de etileno. Se designa como HDPE (por sus siglas en inglés, High Density Polyethylene) o PEAD (polietileno de alta densidad). Los HDPE se han aplicado exitosamente a temperaturas de hasta 60°C (140° F) y presiones de hasta 24.132 Kpa (3500 psi) en líneas de recolección de yacimientos de petróleo y gas, transporte de agua de proceso, redes de inyección de agua, de dióxido de carbono, polímeros, minerales, ácidos y otros materiales.

Figura 19. Esquemático del proceso de incorporación de HDPE mediante extrusión.

d. Resinas líquidas de dos componentes Estos revestimientos consisten en una resina líquida, generalmente un epóxico y un agente de curado. Estos dos componentes se rocían sobre el tubo en una proporción recomendada por el fabricante, generalmente en una o dos capas para obtener un espesor final de entre 12 y 16 mils (0.304 mm a 0.406 mm). Estos revestimientos también son resistentes a los daños por impactos y abrasión. Pueden ser aplicados en facilidades de planta y en campo.

e. Sistemas tricapa Este revestimiento está conformado por una primera capa de epóxico fundido por temperatura (FBE), un copolímero y una capa de poliolefina (polietileno de alta densidad o polipropileno), dependiendo de la temperatura de operación de la tubería. Estos revestimientos son aplicados en facilidades de planta.

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Protección Catódica En teoría, la protección catódica implica reducir a cero la diferencia de potencial entre ánodos y cátodos localizados sobre una superficie metálica, reduciendo a cero la corriente de corrosión. Sobre una superficie que se corroe, existen cientos de pilas de corrosión locales, o microscópicas. La Figura 20. muestra una de estas pilas sobre la superficie de una tubería. Existe una diferencia de potencial entre los ánodos y cátodos de estas celdas; esta diferencia de potencial es la que produce la corriente de corrosión.

Esto se puede lograr generando una corriente que ingrese a la estructura desde un ánodo externo, polarizando los sitios catódicos en dirección electronegativa. A medida que los potenciales de las zonas catódicas se polarizan acercándose a los de las zonas anódicas, se reduce la corriente de corrosión. Cuando los potenciales de todas las zonas catódicas alcanzan el potencial a circuito abierto de la zona anódica más activa, desaparece la diferencia de potencial entre ánodos y cátodos localizados y se detiene la corrosión.

Figura 20. Celda de corrosión microscópica En realidad, la protección catódica no elimina la corrosión. Lo que hace es transferirla de la estructura a proteger, al ánodo(s) de protección catódica. Así, la estructura se convierte en el cátodo de una celda de corrosión artificial. La corrosión del metal se detiene una vez que la corriente de protección catódica iguala o excede la corriente de corrosión.

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La corriente de protección catódica abandona el ánodo de protección catódica, ingresa al electrolito y pasa en forma de iones a través del electrolito hasta la superficie metálica. En el punto donde esta corriente abandona el ánodo de protección catódica, tiene lugar una reacción anódica. En el punto donde esta misma corriente ingresa a la superficie protegida, tiene lugar una reacción catódica. Luego la corriente circula hacia la conexión metálica y regresa al ánodo. El diseño de un sistema de protección catódica deberá basarse en información obtenida de la inspección de instalaciones similares, en ambientes similares y/o de un estudio detallado de las condiciones en sitio. Las condiciones a determinar en sitio son: a. Caracterización del medio (Resistividad, pH y composición química). b. Continuidad eléctrica de la estructura. c. Proximidad de otras estructuras. d. Potenciales de referencia de estructuras adyacentes. e. Disponibilidad de energía eléctrica. f. Condición y tipo de revestimiento. g. Facilidad de acceso para construcción y mantenimiento. h. Clasificación de áreas. i. Seguridad en sitio de los equipos en cuanto a hurto. j. Planos y especificaciones de construcción. k. Tiempo de vida útil de la estructura (activa). l. Histórico de inspecciones de tuberías o estructuras adyacentes. m. Cruces de líneas de alta tensión y zonas adyacentes. El diseño de un sistema de protección catódica debe considerar los aspectos antes mencionados u otros que no permitan interferencia a las estructuras adyacentes. El diseño de un sistema de protección catódica no deberá contemplar la instalación en áreas peligrosas de equipos de suministro de energía eléctrica, cajas de conexiones, entre otros, cuando sea posible. Cuando la instalación deba realizarse en este tipo de áreas clasificadas, se deberán utilizar los materiales correspondientes especificados para tal fin.

Estructuras que pueden protegerse con protección catódica La mayor parte de las estructuras inmersas en un electrolito puede ser protegidas con protección catódica. Algunos ejemplos de estructuras a las que generalmente se aplica protección catódica son: 50

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• Tuberías enterradas o sumergidas de acero, hierro, aluminio y tuberías de hormigón pretensado (PCCP). • Tanques y tuberías enterradas. • Fondos externos (tanto primarios como secundarios) de tanques de almacenamiento a nivel. • Interiores de tanques de agua. • Cascos de barco. • Muelles. Métodos para suministrar protección catódica a una estructura La Norma PDVSA H-201 Criterios de diseño de Sistemas de Protección Catódica estable que: “La protección catódica es una técnica de control de corrosión, la cual tiene como fundamento la polarización a potenciales más negativos de cualquier superficie metálica, hasta alcanzar un grado de polarización en el cual se acepta que dicha superficie metálica es inmune a la corrosión. Esta polarización se alcanza mediante el empleo de una corriente externa (impresa o galvánica).

• Sistema de ánodos galvánicos • Sistema de corriente impresa Sistemas de ánodos galvánicos La protección catódica galvánica (o de sacrificio) hace uso práctico de la corrosión de metales diversos. Es importante recordar que debe existir una diferencia de potencial, o potencial impulsor entre un ánodo galvánico y la estructura a proteger. El ánodo galvánico se conecta a la estructura directamente o a través de una estación de medición, para poder monitorearlo. En la Figura 21. vemos un sistema típico de protección catódica con ánodos de sacrificio.

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Figura 21. Protección catódica con ánodos galvánicos Aplicación de los sistemas de ánodos galvánicos Algunas de las condiciones en las que se utilizan sistemas de ánodos galvánicos son: • Cuando se requiere una corriente relativamente pequeña. • Normalmente restringido a electrolitos de baja resistividad. • Para suministrar protección catódica a una porción determinada de la estructura. Algunos operadores instalan un ánodo galvánico en cada uno de los puntos donde se repara una pérdida, en lugar de instalar un sistema de protección catódica completo. Estos casos pueden darse en sistemas de metal desnudo o pobremente revestido, en los que la protección catódica completa sería poco práctica desde el punto de vista del costo. • Cuando se requiere corriente adicional en áreas problemáticas. Algunas estructuras con sistemas de protección catódica por corriente impresa, pueden tener algunos puntos en que se necesitan pequeñas cantidades de corriente adicional, que pueden suministrarse con ánodos galvánicos. Algunos ejemplos: • Válvulas enterradas con revestimiento incompleto o deteriorado. • Camisa de tuberías en corto que no pueden ser eliminados. • Secciones aisladas en las que el revestimiento está dañado. • Zonas en las que la pantalla eléctrica impide la distribución efectiva de corriente desde sistemas de corriente impresa lejanos. • Pilotes de fundación en tierra y en agua. • Calzadas de puentes. • Interiores de tanques de almacenamiento de agua caliente. • Cajas y placas de tubos de intercambiadores de calor. • Superficies internas de calentadores de crudo. • Acero en hormigón reforzado. • Cables de teléfono y cables eléctricos forrados con plomo o acero. • En la mayoría de los casos, es fácil agregar más ánodos. • Suministran una distribución de corriente uniforme. • Costos mínimos de derechos de paso.

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Sistemas por corriente impresa Un sistema por corriente impresa consiste en una fuente externa de energía y ánodos. La fuente externa hace que la corriente circule desde el ánodo hacia la estructura a través del electrolito. • Ánodos Los materiales que se usan como ánodos de corriente impresa incluyen: • Grafito (carbón) • Hierro con alto contenido de silicio y cromo • Niobio y titanio revestidos con platino • Aluminio • Magnetita • Titanio revestido con mixed metal oxide (mmo – óxidos metálicos varios) • Polímero conductor • Plomo/Plata • Fuentes de energía La fuente de un sistema por corriente impresa genera corriente continua (DC). Algunas de las fuentes que se usan en sistemas por corriente impresa son: • Rectificadores • Paneles solares (celdas fotovoltaicas) • Motogeneradores • Generadores Eólicos • Generadores Termoeléctricos Si hay corriente AC disponible a un precio razonable, los rectificadores tienen claras ventajas económicas y operativas sobre las otras posibles fuentes. • Aplicaciones de protección catódica por corriente impresa Algunos usos comunes de los sistemas por corriente impresa son: • Para grandes requerimientos de corriente, en especial para estructuras desnudas o mal revestidas. • Para cualquier resistividad (del electrolito). • Para proteger en forma económica estructuras en las que se han gastado los ánodos galvánicos • Para superar problemas de interferencia catódica o por corrientes vagabundas. • Para proteger grande cajas de intercambiadores de calor, calentadores de crudo, y otros recipientes. 53

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• En interiores de tanques de almacenamiento de agua. • Para tanques de almacenamiento enterrados. • Para componentes sumergidos de estructuras costa afuera ¨off-shore¨ • Para pilotes de fundación y tablestacados, tanto enterrados como en agua. Ventajas de los Sistemas por Corriente Impresa • Flexibles, con la capacidad de operar con un amplio rango de voltajes y corrientes de salida. • Con una única instalación, satisfacen elevados requerimientos de corriente. • Efectivos para proteger estructuras desnudas o mal revestidas. • Efectivos en medios de alta resistividad. • Menor consumo anódico que en los sistemas de ánodos galvánicos. Limitaciones de los Sistemas por Corriente Impresa • Mayor costo de inspección y mantenimiento que los ánodos galvánicos. • Requieren una fuente externa de energía. • Tienen un costo constante de suministro de energía. • Riesgo de producir interferencia por corrientes vagabundas. • Pueden causar sobreprotección, que resulte en:daños al revestimiento y/o fragilización por hidrógeno.

Figura 22. Protección catódica por corriente impresa.

La protección catódica es un fenómeno de polarización. Como se dijo antes, la protección catódica implica reducir a cero la diferencia de potencial e ntre los ánodos y cátodos localizados sobre una superficie metálica. Esto se logra polarizando los potenciales de los cátodos hasta el nivel de los potenciales de los ánodos. 54