Corrosión Interior de Ductos
Julio 2010 NACE International, 2003
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Corrosión Interna en Tuberías Manual del Curso Índice Información General del Curso Aplicación de la Certificación en Corrosión Interna Programa Diario del Curso Introducción Capítulo 1–Teoría, Tipos y Mecanismos de Corrosión Introducción ................................................................................................................. 1:1 Fundamentos de Corrosión ......................................................................................... 1:2 Tipos y Mecanismos de Corrosión ............................................................................. 1:5 Corrosión Uniforme ................................................................................................ 1:5 Corrosión Localizada .............................................................................................. 1:6 Corrosión Galvánica ............................................................................................... 1:7 Ataque Relacionado con la Velocitdad/Flujo ........................................................... 1:8 Corrosión Inducida Microbiológicamente (MIC) .................................................... 1:10 Agrietamiento Asistido por el Ambiente ................................................................ 1:11 Efectos de las Variables Ambientales sobre la Corrosión ......................................... 1:14 Vapor de Agua....................................................................................................... 1:14 Temperatura .......................................................................................................... 1:15 Composiciones Agresivas de Líquidos/pH Bajo ................................................... 1:15 Dióxido de Carbono (CO2)..................................................................................... 1:16 Sulfuro de Hidrógeno (H2S) ................................................................................... 1:17 Oxígeno (O2) ......................................................................................................... 1:18 Hidrocarburos ........................................................................................................ 1:18
Capítulo 2–Identificación de los Mecanismos de Corrosión Introducción ................................................................................................................. 2:1 Gas .............................................................................................................................. 2:2 Líquidos ....................................................................................................................... 2:4 Lugares del Muestreo .............................................................................................. 2:5 Métodos de Muestreo .............................................................................................. 2:5 Análisis de la Muestra ............................................................................................. 2:7 Lodos y Sólidos.......................................................................................................... 2:12 Examen de las Superficies Internas Expuestas ........................................................ 2:13 Examen Visual .......................................................................................................... 2:13 Análisis Químico .................................................................................................... 2:15 Manual del Curso sobre Corrosión Interna en Tuberías NACE International, 2003 Julio 2010
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Pruebas Microbiológicas ....................................................................................... 2:15 Investigaciones de Tubo o Componentes Fuera de Servicio ................................... 2:16 Introducción ............................................................................................................... 2:16 Examen Visual y Registro .......................................................................................... 2:16 Procedimiento de Conservación de Muestra de Tubo – Sin-Rupturas ..................... 2:16 Procedimiento de Conservación de Muestra de Tubo – Rupturas ............................ 2:18 Encapsulación (Replicación) de las Muestras de Tubo............................................. 2:19 Pruebas de Líquidos .................................................................................................. 2:20 Pruebas Microbiológicas ............................................................................................ 2:20 Datos Históricos de la Operación .............................................................................. 2:21 Cupones ..................................................................................................................... 2:22 Ubicación de los cupones ..................................................................................... 2:22 Cupones convencionales de pérdida de peso ..................................................... 2:23 Interpretación Mejorada de los Cupones de Pérdida de Peso ............................. 2:23 Análisis Completo de los Cupones de Corrosión .................................................. 2:26 Sondas Eléctricas ...................................................................................................... 2:27 Sondas de Resistencia Eléctrica (RE) .................................................................. 2:27 Sonda de Resistencia de Polarización Lineal (RPL) ............................................. 2:27 Otras .......................................................................................................................... 2:28
Capítulo 3–Remediación de la Corrosión Interna Introducción ................................................................................................................. 3:1 Tratamiento Químico ................................................................................................... 3:2 Cómo se Usan los Químicos ................................................................................... 3:3 Otras Influencias sobre el Rendimiento del Inhibidor de la Corrosión .................... 3:3 Biocidas ....................................................................................................................... 3:4 Clasificaciones de Biocidas ..................................................................................... 3:5 Criterios de Selección y Evaluación ........................................................................ 3:5 Métodos de Aplicación de Biocidas......................................................................... 3:6 Inhibidores de Corrosión ............................................................................................. 3:6 Clases Básicas de Inhibidores ................................................................................ 3:6 Fundamentos de los Mecanismos del Inhibidor ...................................................... 3:7 Criterios de Selección y Evaluación ........................................................................ 3:7 Partición ................................................................................................................... 3:8 Compatibilidad ......................................................................................................... 3:8 Pruebas de Laboratorio ........................................................................................... 3:8 Evaluación y Monitoreo en Campo ......................................................................... 3:9 Métodos de Aplicación ........................................................................................... 3:9 Control de la Calidad ............................................................................................... 3:9 Tasas de Dosificación ........................................................................................... 3:10 Mantenimiento de las Instalaciones .......................................................................... 3:11 Limpieza con Taco ................................................................................................ 3:11 Trampas de Humedad ........................................................................................... 3:13 Barrido de la Tubería ............................................................................................. 3:13 Recubrimientos para Corrosión Interna ..................................................................... 3:13 Protección Catódica ................................................................................................... 3:14 Diseño de las Instalaciones ....................................................................................... 3:14
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Capítulo 4–Manejo de la Integridad Introducción ................................................................................................................ 4:1 Manejo de la Integridad de la Corrosión Interna ......................................................... 4:4 Proceso del Arbol de Decisiones ........................................................................... 4:6 Evaluación de la Integridad ..................................................................................... 4:7 Análisis de la Corrosión ............................................................................................ 4:10 Planeación del Manejo de Riesgos de Corrosión Interna ......................................... 4:10 Referencias .......................................................................................................... 4:12
Apéndices Glosario de Terminos de NACE NACE Glosario de Corrosion Interna NACE Standard TM0194 NACE Standard SP0102 NACE Publicación Internacional 35100 NACE Standard RP0775 Implementing Integrity Management—Final Rule (as amended) May 2004 Pipeline Integrity Management in High consequence Areas (Gas Transmission Pipelines) Subpart O—Pipeline Integrity Management Evaluación del Instructor Evaluación del Curso
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Instrucciones para Completar la Planilla de Puntaje/Planilla de Matriculación de Estudiante ParSCORETM 1. Use un lápiz Número 2 2. Complete toda la información siguiente y los círculos correspondientes para cada categoría:
√ √
√ √ √ √ √ √ √ √
Número de ID. TELÉFONO:
ID de Estudiante, ID de NACE o ID Temporal que fue provisto. Su número telefónico. Los últimos cuatro dígitos de este número serán su contraseña para acceder a sus calificaciones vía internet. (por precaución as su privacidad, usted puede elegir cuatro dígitos diferentes para usar en este espacio) APELLIDO: Su apellido. NOMBRE: Su nombre (nombre por el cual lo(a) llaman) I.M.: Inicial media (si la tiene) FORM. EXAMEN: Ésta es la versión del examen que está presentando TEMA: Ésta es la versión del examen que está presentando NOMBRE: _________________(su nombre completo) Materia: _____________(ingrese el tipo de examen que está presentando, por ej., CP Nivel 1) FECHA: ___________________(fecha del examen que está presentando)
3. La siguiente sección del formulario (1 a 200) es para las respuestas a las preguntas de su examen.
• Todas las respuestas DEBEN ser rellenadas en los círculos de la Planilla de TM Puntaje ParSCORE Las respuestas anotadas en el examen NO se contarán. • Si cambia una respuesta en la planilla ParSCORETM, asegúrese de borrarla por completo. • Solo marque un círculo indicando su respuesta por cada pregunta y no llene más respuestas de las que contiene el examen.
INSTRUCCIONES POR INTERNET PARA ACCEDER A LAS CALIFICACIONES NACE tiene la política de no revelar las calificaciones de los estudiantes por teléfono, correo electrónico o fax. Los estudiantes recibirán una carta con su calificación, por correo normal o a través de un representante de la compañía, aproximadamente de 6 a 8 semanas después de haber concluido el curso. Sin embargo, en la mayoría de los casos, los estudiantes pueden acceder a sus calificaciones a través de la página web de NACE de 7 a 10 días después de que la Oficina Central de NACE haya recibido los exámenes.
Instrucciones para acceder a sus calificaciones en la página web de NACE: Visite: www.nace.org Seleccione:
Education Grades Access Scores Online
Elija el Número de ID de su Curso (Ejemplo 07C44222 o 42407002) en el menú desplegable. Ingrese su ID de Estudiante o ID Temporal de Estudiante (Ejemplo 123456 o 4240700217)*. Ingrese su Contraseña de 4 dígitos (Normalmente, los últimos cuatro dígitos del número telefónico que ingresó en la planilla del examen) Presione el botón Search
Use el espacio siguiente para anotar la información correspondiente a su curso y a su ID de estudiante: ID de ESTUDIANTE__________________CÓDIGO DEL CURSO_________________ CONTRASEÑA (Sólo Cuatro Dígitos) ___________________ *Tome nota que el ID de Estudiante de los miembros de NACE será el mismo que su número de miembro de NACE, a menos de que se le haya asignado un número de ID Temporal de Estudiante para este curso. Para los que se registren directamente a través de la Oficina Central de NACE, el ID de Estudiante aparecerá en la planilla de confirmación del curso, en la lista de estudiantes que tiene el instructor y/o en la tarjeta de identificación con el nombre del estudiante. A los que se registren en cursos In-House, de Concesionarios o de Secciones de NACE, se les asignará un ID Temporal para el curso, con el propósito de que puedan tener acceso a sus calificaciones vía internet. En el caso de los cursos In-House, la información no estará disponible en la página web hasta que recibamos el pago de la compañía organizadora. Al concluir el curso, información con respecto al envío de sus resultados estará disponible en la página web. La tramitación de sus resultados iniciará en cuanto La Oficina Central de NACE reciba sus documentos. Cuando los resultados estén en proceso, la columna de “Status” indicará “Processing”. En cuanto los resultados sean enviados por correo, el estatus será actualizado e indicará “Mailed” y también la fecha de cuando se mandó su carta de resultados será puesta en la última columna. Los cursos están por orden de fecha. Para saber el estatus sobre el envío de su carta de resultados conéctese al siguiente enlace:
http://web.nace.org/Departments/Education/Grades/GradeStatus.aspx Si no ha recibido sus resultados dentro de 2 a 3 semanas después de que la página web indicó la fecha de envío o “Mailed Date” (seria 6 semanas para los que se ubican internacionalmente), o si está teniendo dificultades con el acceso a sus calificaciones vía internet, puede contactarnos en
[email protected].
NACE CORROSION NETWORK (NCN) NACE ha creado la Red de Corrosion de NACE, un foro electrónico gratuito y abierto al público. Facilita la comunicación entre profesionales que trabajan en todas los aspectos de la prevención y control de la corrosión. Si se suscribe a la Red de Corrosion de NACE, usted será parte de un foro de discusión abierto por E-mail, sobre temas de la A a la Z en la industria de los recubrimientos. ¿Tiene una pregunta? Pregunte. ¿Tiene la respuesta? ¡Compártala! Algunas veces estas discusiones serán preguntas aisladas, y otras veces habrá debates. ¿Qué necesita para asociarse? Una dirección de E-mail. ¡Eso es todo! Luego:
1.
Para Suscribirse, envíe un e-mail en blanco a:
[email protected] Para Desuscribirse, envíe un e-mail en blanco a:
[email protected]
3.
¡Listo! Usted recibirá un e-mail de respuesta explicándole cómo participar, pero es tan fácil que podrá hacerlo sin ninguna ayuda.
TRAYECTORIA PARA LA CERTIFICACIÓN
Tradicionalmente se ha otorgado la certificación NACE a candidatos que han cumplido con los requisitos laborales y académicos, y que han concluido exitosamente un examen a libro abierto. “Trayectoria Paralela” es una vía alterna para lograr la certificación. En esta Trayectoria Paralela se logra la certificación NACE, obteniendo créditos a través de la conclusión satisfactoria de los cursos de capacitación especificados de NACE. La terminación exitosa del curso Básico de Corrosión de NACE satisface el requisito de examen para la certificación de Técnico en Corrosión. Las certificaciones de Especialista en Corrosión y Especialista Superior en Corrosión también tienen un programa de trayectoria paralela. Vea los detalles en la tabla siguiente.
TÉCNICO
Corrosión Básica
ESPECIALISTA
ESPECIALISTA SUPERIOR EN CORROSIÓN
Opción #1
Opción #2
Opción #1
Opción #2
Opción #3
Corrosión Básica
Cert. Técnico
Corrosión Básica
Certificación de Técnico
Certificación Especialista
1 del Menú A 1 del Menú B
1 del Menú A 1 del Menú A
1 del Menú A 1 del Menú A 1 curso adicional del Menú A o B Diseño para Control de la Corrosión
1 del Menú A 1 del Menú A 1 curso adicional del Menú A o B Diseño para Control de la Corrosión
1 curso adicional del Menú A o B Diseño para Control de Corrosión
Prueba de Tratamiento Químico
Prueba de Tratamiento Químico
Prueba de Tratamiento Químico
Nota: No puede obtener crédito múltiple de un solo curso.
Ménú A
Menú B
Clase de CP Nivel 1 & Certificación*
Recubrimientos & Revestimientos Protectores Básicos
Clase de CP Nivel 2 & Certificación*
Recubrimientos & Revestimientos Protectores Avanzados
Clase de CP Nivel 3 & Certificación*
Sesión I del Programa de Inspector de Recubrimientos
* debe cumplir con los requisitos de experiencia de trabajo
Corrosión Interna en Tuberías Programa del Curso DÍA UNO Introducción, Bienvenida, Descripción General Capítulo 1
Teoría, Tipos y Mecanismos de Corrosión Capítulo 1 Laboratorios—Inspección Visual, Mediciones con Medidor UT y Medidor de Picaduras
Capítulo 2
Identificación de los Mecanismos de Corrosión
DÍA DOS Capítulo 2
Muestreo y Monitoreo (cont) Capítulo 2 Laboratorios—Análisis de Líquidos, Bacteria y Sólidos
DÍA TRES Demostración de la Prueba de Gas Capítulo 3
Remediación de la Corrosión Interna Lab de Prácticas—Análisis de Líquidos, Bacteria y Sólidos, Examinación de la Corrosión
DÍA CUATRO Demostración de Cupones y Sonda de Alta Presión Capítulo 4
Manejo de la Integridad de la Tubería en Corrosión Interna Estudio de Caso de la Integridad de la Tubería Lab de Prácticas—Análisis de Líquidos, Bacteria, Sólidos y Gases, Evaluación de la Corrosión, Inserción/Eliminación de Cupones
DÍA CINCO Exámenes Escrito y Práctico
Manual del Curso sobre Corrosión Interna en Tuberías © NACE International, 2000 Septiembre 2003
Introducción
Introducción Este curso fue diseñado para proporcionar a los estudiantes los fundamentos para aplicar, supervisar y mantener un programa de control de la corrosión interna como parte de un programa global de manejo de la Integridad en Tubería. El curso se enfocará en la corrosión interna de tuberías de gas natural, sistemas de transmisiones, almacenamiento y recolección.
¿Quién puede Asistir? Este curso va dirigido a personas con nivel de especialista (aproximadamente 4 años de experiencia) que tengan cierto antecedente y experiencia en corrosión y que estén familiarizados con las operaciones de tubería.
Prerequisitos Trayectoria 1 • 4 años de experiencia laboral en corrosión interna en el área de tuberías • Química a Nivel Preparatoria • Se recomienda el curso de Corrosión Básica de NACE Trayectoria 2 • 2 años de experiencia laboral en corrosión interna en el área de tuberías • Licenciatura en una de las siguients disciplinas: Química, Microbiología, Ingeniería Química, Ingeniería Metalúrgica • Se recomienda el curso de Corrosión Básica de NACE
Duración El curso inicia a las 8 a.m. del lunes y finaliza el viernes por la tarde. Horario diario de clases: 8 a.m. a 5 pm cada día.
Libro de Referencia Cada estudiante recibirá una copia del próximo comunicado de prensa de NACE Guía de Campo para Investigar la Corrosión Interna de Tuberías.
Manual del Curso de Corrosión Interna en Tuberías © NACE International, 2003 Enero 2007
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Introducción
Laboratorios de Prácticas A lo largo de la semana, tendremos varios laboratorios de prácticas donde tendrán la oportunidad de usar los instrumentos y técnicas diferentes utilizadas para identificar y supervisar la corrosión interna. Estos laboratorios serán la preparación para el examen práctico. PRECAUCION: Los estudiantes deben comprender que los laboratorios de prácticas se realizan bajo condiciones controladas y que las condiciones de campo variarán.
Cuestionarios y Exámenes Habrá cuatro (4) cuestionarios distribuidos durante la semana que serán revisados en clase por los instructores. En este curso se aplicarán exámenes finales tanto escrito como "práctico” (manual). Los exámenes finales se realizarán el viernes. El examen final escrito consiste de 100 preguntas de opción múltiple. El examen final escrito es un examen a libro abierto y los estudiantes pueden traer materiales y notas de referencia al salón del examen. Durante el examen práctico, el Manual de Laboratorio de Investigación de Campo es el único material de referencia permitido para este examen. Para ayudarlos a prepararse para el examen práctico, tendremos conferencias, laboratorios de práctica y sesiones de práctica con los instrumentos y técnicas que se evaluarán en el examen. Se permite el uso durante el examen de calculadoras silenciosas operadas por batería, sin impresión, incluyendo calculadoras con teclados pequeños alfanuméricos. Los dispositivos de cálculo y computación que tienen un teclado tipo QWERTY similar a una máquina o teclado de escribir no se permiten. Dichos dispositivos incluyen, entre otros, palmtop, computadoras laptop y portátiles, computadoras de escritorio, calculadoras, bancos de datos, recolectores de datos y organizadores. Tampoco pueden usarse durante el examen los dispositivos de comunicación como pagers y teléfonos celulares junto con cámaras y registradores Se requiere un resultado de 70% o mayor en ambos exámenes, escrito y práctico (manual) para la terminación exitosa del curso y para obtener la certificación. Todas las preguntas provienen de los conceptos discutidos en este manual de capacitación. Usted recibirá notificación escrita de los resultados de su examen tan pronto como sea posible. Sus resultados no estarán disponibles el viernes. Manual del Curso de Corrosión Interna en Tuberías © NACE International, 2003 Enero 2007
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Introducción
Certificación como Especialista en Corrosión Interna Para calificar para la certificación como Especialista en Corrosión Interna, los candidatos a la certificación deben 1) aprobar los dos exámenes, escrito y práctico de este curso, 2) satisfacer los requisitos previos del curso y 3) presentar la solicitud de certificación de Especialista en Corrosión Interna. Los candidatos a la certificación que no cumplan con los requisitos previos en el momento de asistir al curso tendrán cinco (5) años a partir de la fecha del examen para cumplir con los prerequisitos del curso/certificación y solicitar la certificación. La certificación de Especialista en Corrosión Interna debe renovarse cada 5 años a partir de la fecha del examen.
Presentaciones Nos gustaría que cada uno de ustedes se pusiera de pie y se presentara a la clase. Por favor díganos: • Su nombre • El nombre y ubicación de su compañía • Su puesto • Su experiencia en corrosión interna.
Ejercicio de Equipo Usted estará trabajando en equipos a lo largo de la semana en una amplia variedad de tareas, ejercicios y asignaciones. Sus instructores harán las asignaciones del equipo y usted se quedará en ese equipo a lo largo de la semana. Tarea de Equipo #1: Expectativas y Reservas •
Como equipo, elaboren una lista de las expectaticas y reservas sobre este curso. Resuman las respuestas de su equipo en una hoja de rotafolios.
•
Prepárense para una presentación de cinco minutos a todo el grupo. Seleccionen a un portavoz de su equipo para hacer la presentación.
•
Tienen 20 minutos para terminar la tarea.
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Introducción
Respuesta del Equipo: Registren los principales puntos de la presentación de su equipo en los espacios abajo:
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Curso de Corrosión Interna Capítulo 1 Teoría, Tipos y Mecanismos de Corrosión
Teoría, Tipos y Mecanismos de Corrosión
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Teoría, Tipos y Mecanismos de Corrosión Al terminar este capítulo, el estudiante debería poder: • • • •
Identificar las cuatro condiciones que deben cumplirse para que ocurra la corrosión. Describir las características de las reacciones anódica y catódica. Identificar las características de cada uno de los seis diferentes tipos de corrosión. Describir cómo contribuyen a la corrosión las variables ambientales principales.
La corrosión es el deterioro de un material debido a la reacción con su ambiente. Esta definición aplica a todos los materiales; sin embargo, este curso se concentra en los efectos de la corrosión interna en los sistemas de tubería de acero al carbón. Para controlar con seguridad y económicamente la naturaleza destructiva de la corrosión, deben aplicarse los principios de la corrosión, las propiedades de los materiales, las técnicas de análisis de la corrosión y la naturaleza corrosiva del ambiente.
Introducción La corrosión es uno de los problemas más importantes a que se enfrentan los propietarios y operadores de instalaciones metálicas subterráneas, como los sistemas de tubería de gas natural. Por lo tanto, el personal de corrosión debe tener un conocimiento básico de los mecanismos de corrosión y las diversas condiciones bajo las que puede presentarse la corrosión en instalaciones de gas. Si la corrosión no se controla, puede producir costos innecesarios asociados con el mantenimiento, reparación o reemplazo de la instalación. También puede resultar en grandes costos por daños a la propiedad pública, al ambiente y/o riesgo para la seguridad pública. Un estimado de los costos de la corrosión en tuberías de gas y líquidos se incluyó en un informe sobre Costo de la Corrosión y Estrategias Preventivas en los Estados Unidos1. El estudio incluyó un análisis detallado del sector de la industria de transmisión en los EE.UU. y muestra que los costos directos de la corrosión eran de $7 mil millones/año (tanto externa como interna).
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Costo de la Corrosión y Estrategias Preventivas en los Estados Unidos, Septiembre 2001, Informe FHWA-RD-01-156.
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Teoría, Tipos y Mecanismos de Corrosión
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Para que ocurra la corrosión metálica, deben estar presentes las cuatro condiciones siguientes: •
Un ánodo (ej. disolvente del acero)
•
Un cátodo (reactivo requerido)
•
Una conexión eléctrica metálica entre el ánodo y el cátodo (ej. la pared del tubo)
•
Electrolito (ej., agua).
Este capítulo proporciona una descripción general breve de las áreas principales relacionadas con la corrosión, incluyendo los fundamentos de la corrosión, mecanismos de corrosión y los factores ambientales que influyen en la corrosión.
Fundamentos de la Corrosión Las reacciones de la corrosión en tuberías de gas involucran la transferencia de carga entre el metal y el electrolito, que se denomina electroquímica. La oxidación (corrosión) ocurre en el ánodo por la pérdida de átomos de metal desde la estructura al electrolito como iones. Un ejemplo de una reacción de oxidación, corrosión del hierro, se muestra en la ecuación siguiente.
Fe
Fe ++ + 2e–
En este caso, el hierro metálico (Fe) se oxida (pierde electrones) al estado Fe2+, como un ión en la solución, produciendo así dos (2) electrones (e-). En el cátodo, se consumen los electrones producidos de la reacción anódica en reacciones de reducción. Muchas reacciones catódicas (reducción) son posibles en los sistemas de manejo, transmisión y almacenamiento de gas, incluyendo la evolución de hidrógeno y la reducción de oxígeno mostradas debajo.
2 H2O + 2 e– Æ H2 + 2 OH– (evolución de hidrógeno) 2 H2O + O2 + 4 e– Æ 4(OH–) (reducción de oxígeno) Las características de las reacciones anódica y catódica se resumen en la Tabla 1.1.
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Teoría, Tipos y Mecanismos de Corrosión
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Tabla 1.1 Principales características de las reacciones anódica y catódica
Reacciones Anódicas Oxidación Pérdida de electrones
Reacciones Catódicas Reducción Ganancia de electrones
La razón primaria por la que ocurre la corrosión se basa en la termodinámica. La termodinámica es la ciencia del flujo de energía. En muchos casos, este flujo de energía se presenta en la forma de calor. En el caso de las reacciones de corrosión, la cantidad de calor generada es demasiado baja para medirla. En cambio, el flujo de energía en las reacciones de corrosión se presenta en la forma de energía eléctrica que resulta del flujo de electrones. Es este flujo de energía el que determina la dirección de las reacciones químicas y de la corrosión. Para que estas reacciones ocurran espontáneamente, la energía final debe ser más baja que la energía inicial. En el caso de materiales de ingeniería como el acero, el hierro usado como componente primario del acero está en un estado de energía más alto que su estado natural. El estado natural del hierro es principalmente en la forma de mineral de óxido férrico (Fe2O3) que también es una forma común de herrumbre producida durante la corrosión del hierro y del acero. El hierro y el acero tienden a revertirse a Fe2O3 (u óxido férrico). Esto se muestra esquemáticamente en la Figura 1.1. Refined Iron Fe
Hierro refinado
Negative Potencial potential negativo que spontaneously driving al iron lleva espontáneamente back to its state hierro a su oxidized estado oxidado
Oxido de hierro Iron Oxide Fe++
Figura 1.1 Refinado del mineral de hierro
Debido a que la energía eléctrica se transfiere durante los procesos de corrosión, se usan mediciones eléctricas para describir los procesos. Estas incluyen mediciones de potencial y corriente. La medición del potencial eléctrico es un método para medir diferencias de energía. Para la corrosión, el ánodo se encuentra en un estado de energía más alto que el cátodo y por eso los electrones fluyen del ánodo al cátodo. Este flujo del electrón depende de la diferencia de energía entre
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Teoría, Tipos y Mecanismos de Corrosión
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el ánodo y el cátodo que se manifiesta en una diferencia en el potencial entre el ánodo y el cátodo. La diferencia potencial entre el ánodo y el cátodo puede surgir por varios medios diferentes. El caso más intuitivo ocurre cuando se conectan eléctricamente dos materiales diferentes (galvánico), como en el caso de un ánodo de sacrificio de aleación de aluminio que protege un tanque de almacenamiento de acero como el cátodo. Otro ejemplo es una celda de concentración en donde existen diferencias en el ambiente en lugares diferentes de la misma estructura. Un ejemplo de esto es la corrosión de fisuras en la forma de una celda de aeración diferencial. En una celda de aeración diferencial, el oxígeno está presente y ocurre la oxidación del hierro dentro de la fisura o región ocluída/oculta. La corrosión en una sección interna de un pedazo de acero de tubería se muestra esquemáticamente en la Figura 1.2. En este caso, una zona de la tubería actúa como el ánodo y una región separada actúa como el cátodo. La distancia entre estas áreas puede ser tan pequeña como unos milímetros y puede resultar de las diferencias en la química local, reparaciones hechas usando nuevos materiales de tubería y muchas otras razones. También debe notarse que en cualquier momento dado una área podría ser el ánodo y otra el cátodo, pero éstas pueden intercambiarse si las condiciones cambian. Así, sólo porque una área sea considerada el ánodo, no necesariamente significa que siempre será el ánodo. 2H+
Fe++ Fe Anode
H2
Metal Surface e
Cathode
Electron Flow Figura 1.2 Presentación esquemática de la corrosión en tubería
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Electrolyte
Teoría, Tipos y Mecanismos de Corrosión
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Tipos y Mecanismos de Corrosión Corrosión Uniforme La corrosión uniforme, o general, se define como la corrosión que se distribuye más o menos uniformemente sobre la superficie de un material. Debido a que pueden predeterminarse las proporciones de corrosión conformen avanzan de una manera uniforme, pueden desarrollarse equipos considerando dichas proporciones y condiciones. Una fotografía representativa de la corrosión general se muestra en Figura 1.3.
Figura 1.3 Fotografía de la corrosión uniforme/general
La corrosión uniforme/general puede ocurrir en lugares aislados a lo largo de una tubería debido a un ambiente aislado, pero el daño será relativamente uniforme dentro de ese lugar.
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Teoría, Tipos y Mecanismos de Corrosión
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Corrosión Localizada La corrosión localizada a menudo se concentra en una área pequeña y toma la forma de cavidades llamadas picaduras. La corrosión localizada incluye lo siguiente: ataque de picaduras que produce hoyos en el metal; corrosión de fisuras que puede desarrollarse en áreas que están ocultas del ambiente global, como debajo de arandelas y bridas, así como debajo de diversos depósitos, sedimentos y productos de la corrosión (a menudo llamada "corrosión sub-depositada"). Una corrosión de fisura se presenta en la Figura 1.4. Fe 2H2O + O2 + 4e
Fe++ + 2e
4 (OH)? Inert Washer
e
Steel
Electrolyte
Figura 1.4 Corrosión de fisura
La Figura 1.5 muestra un ejemplo de una picadura individual. La Figura 1.6 muestra varias picaduras que se han interconectado para formar picaduras grandes o “cráteres”. Se han visto casos de corrosión localizada que resulta en fallas de tuberías que estaban en excelentes condiciones.
Figura 1.5 Fotografía de una picadura individual
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Teoría, Tipos y Mecanismos de Corrosión
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Figura 1.6 Fotografía de varias picaduras que se han interconectado y que aún están cubiertas parcialmente por producto de la corrosión
Corrosión Galvánica La corrosión galvánica es el resultado de conectar eléctricamente dos materiales, donde uno actúa como el ánodo y el otro como el cátodo. El ánodo puede experimentar una corrosión acelerada relativa a la condición no conectada y el cátodo tiende a sufrir menos corrosión. La corrosión galvánica se encuentra en diversas circunstancias, incluyendo las diferencias en los metales mismos (ej., hierro y aluminio) así como en el mismo metal con dos porciones de edades diferentes. El último caso es importante cuando se consideran reparaciones y reemplazos en donde se conectarán nuevos componentes a componentes viejos que pueden haber desarrollado películas de productos de corrosión más catódicas. Otra área importante a considerar en la corrosión galvánica es el uso de cupones. El cupón puede ser de acero al carbón, pero el portacupones puede ser de acero inoxidable. Esta situación puede remediarse usando materiales aislantes, como el nylon o Teflón, entre el cupón y portacupones. Relación del Área
Note que las áreas relativas del ánodo y cátodo en un sistema de corrosión galvánico también son importantes. Este principio del área estipula que la relación total de corrosión es igual al área catódica total expuesta al electrolito (es decir, la corrosión sólo ocurrirá tan rápidamente como la reacción catódica puede ocurrir). Una relación del área que es sumamente corrosiva tiene un área de cátodo grande y un área de ánodo pequeña en la que las relaciones de corrosión del ánodo son 100 a 1,000 veces mayores que cuando las áreas son iguales. La proporción total de oxidación debe ser equivalente a la proporción total de la reducción. Manual del Curso sobre Corrosión Interna en Tuberías © NACE International, 2003 Enero 2010
Teoría, Tipos y Mecanismos de Corrosión
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La relación opuesta también es cierta: un área pequeña de cátodo y un área grande de ánodo resultan en una tasa de corrosión menor que si las áreas fueran iguales.
Ataque Relacionado con la Velocidad/Flujo El ataque relacionado con la velocidad/flujo surge cuando la velocidades del fluido o de la partícula de superficie alta causan pérdida de metal. Los sistemas de una sola fase (ej., gas o líquido puro) son menos propensos a causar ataque relacionado con la velocidad/flujo que los sistemas en donde los líquidos o sólidos son arrastrados en una fase de gas de movimiento rápido. Hay varias formas de ataque relacionado con la velocidad, incluyendo la erosión, la erosión-corrosión, choque y cavitación. La erosión es la pérdida abrasiva de metal carente de acción corrosiva, que es causada por la velocidad alta de los medios transportados, particularmente cuando los medios contienen sólidos o partículas arrastrados. Un ejemplo de erosión se muestra en la Figura 1.7. La erosión-corrosión combina los efectos de la erosión y produce la eliminación de una película protectora o incrustación, y entonces expone el material subyacente a un mayor ataque de corrosión. A veces el daño de la erosión a las capas protectoras (ej., incrustación de carbonato, película de inhibidor) es visible a simple vista, y en algunos casos no lo es. La erosión del metal por lo general requiere mayor energía que la erosión de películas de productos de corrosión. La erosión deja el metal liso y hace que sea más difícil identificar el tipo de corrosión. El ataque de erosión-corrosión normalmente ocurre sólo en áreas como cambios de tramos, conexiones donde hay turbulencia por el flujo, o en codos y curvas. La erosión-corrosión se caracteriza en apariencia por estrías, canales, ondas y hoyos redondos o valles. Normalmente presenta un patrón direccional.
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Figura 1.7 Erosión interna de un tubo
El choque es una forma de corrosión aumentada por la velocidad que ocurre cuando una corriente choca con una superficie de metal (ej., un codo). Normalmente produce turbulencia, y las partículas y burbujas arrastradas impactan la superficie. El daño resultante es a menudo un alargamiento y socavado en el extremo corriente abajo. Un ejemplo de ataque por choque se muestra en la Figura 1.8.
Figura 1.8 Ejemplo de un ataque por choque
La cavitación es un mecanismo de corrosión (o erosión-corrosión) que puede ocurrir en tubos cuando el líquido se mueve a gran velocidad. Es la erosión de una superficie causada por la formación y rompimiento súbitos de burbujas de gas. Cuando las burbujas se rompen y las superficies del líquido circundante se encuentran, se libera una gran energía cinética. Esta energía puede romper una Manual del Curso sobre Corrosión Interna en Tuberías © NACE International, 2003 Enero 2010
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película superficial protectora en el metal o puede quitar físicamente pedazos de metal.
Corrosión Inducida Microbiológicamente (MIC) La corrosión inducida microbiológicamente (MIC) es el deterioro de un metal debido a los procesos de microorganismos (principalmente bacterias, pero pueden incluir hongos, algas y protozoarios en ciertos ambientes). Debido a las actividades metabólicas de las comunidades microbianas, la interfase entre la superficie de metal y los organismos pueden ser física y químicamente alterados con estos organismos. Las reacciones pueden producir ácidos (bacterias productoras de ácido [BPA]), alcoholes, amoníaco, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno (bacterias reductoras de sulfato [BRS]), y otros subproductos metabólicos que pueden corroer diversos metales bajo las condiciones. Los microbios pueden consumir el oxígeno, causando que los aniones (ej. sulfatos y cloruros) se concentren en picaduras o fisuras y debajo de depósitos, romper películas de superficie pasiva, y acelerar el ataque corrosivo a través de una variedad de mecanismos. Las comunidades microbianas también pueden crear biopelículas que a menudo resultan en la formación de depósitos debido a que la biopelícula captura y acumula los sólidos del sistema. La Figura 1.9 es un ejemplo fotográfico de una réplica que usa métodos fluorescentes que muestran la presencia de bacterias asociadas con un producto de la corrosión.
Figura 1.9 Colonia de bacterias asociada con el producto de la corrosión, detectada por examen microscópico fluorescente de una “réplica” de superficie
Las bacterias se clasifican según sus requerimientos de oxígeno: las bacterias aeróbicas requieren aire u oxígeno para vivir y las bacterias anaeróbicas requieren un ambiente sin aire u oxígeno. Las bacterias obligadas sólo pueden existir en un ambiente (ya sea aeróbico o anaeróbico, pero no en ambos). El crecimiento de Manual del Curso sobre Corrosión Interna en Tuberías © NACE International, 2003 Enero 2010
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bacterias facultativas no es restringido, y las bacterias pueden vivir tanto en ambientes aeróbicos como anaeróbicos. Existen términos adicionales que se usan para describir las bacterias que no se basan en su dependencia del oxígeno. Las bacterias que se unen a una superficie se clasifican como sésiles. Las bacterias que flotan libremente, suspendidas en un fluido se clasifican como planctónicas.
Agrietamiento Asistido por el Ambiente El agrietamiento asistido por el ambiente (AAA) incluye una variedad de mecanismos de falla por grieta que se refuerzan o alteran por el ambiente. Los mecanismos incluyen agrietamiento inducido por hidrógeno (AIH), fragilización por hidrógeno (FH) y agrietamiento de corrosión por esfuerzo (ACE). El AIH ocurre cuando el material se infiltra por hidrógeno atómico (que puede generarse como una reacción catódica a través de la protección catódica), resultando en un agrietamiento "gradual" o agrietamiento "con ampollas". Después que los átomos de hidrógeno entran en el material, tienden a emigrar y acumularse en las discontinuidades internas (ej., inclusiones, laminaciones) que forman bolsas de gas de hidrógeno. Las ampollas de hidrógeno, relacionadas con el AIH aunque no estrictamente un mecanismo de agrietamiento, ocurren cuando el hidrógeno que entra en un metal se acumula en las discontinuidades internas cerca de la superficie del metal. Resulta en la formación de protuberancias tipo ampolla. La FH también es causada por el hidrógeno interior pero se manifiesta por lo general como una pérdida en la ductilidad de materiales de alta dureza. El ACE involucra el efecto conjunto de un proceso de corrosión y agrietamiento en presencia de un esfuerzo de tensión. El agrietamiento por esfuerzo de sulfuro es una forma de agrietamiento asociada con la presencia de H2S. La fuente de esfuerzo puede incluir carga externa, presurización interna o esfuerzo residual (ej., por soldar). La Tabla 1.2 muestra un resumen de las diferentes formas de corrosión interna presentadas en este capítulo.
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Tabla 1.2 Resumen de las Formas de Corrosión Interna
Tipo de Corrosión
Definición
Corrosión General/Uniforme
Corrosión distribuida más o menos uniformemente sobre la superficie de un material.
Corrosión Localizada
Picadura: corrosión localizada de una superficie de metal que está confinada a un área pequeña y tiene la forma de cavidades llamadas picaduras. Corrosión de Fisura: corrosión localizada de una superficie de metal en o inmediatamente adyacente a un área que está protegida de exposición total al ambiente, debido a una proximidad estrecha del metal a la superficie de otro material.
Corrosión Galvánica
Corrosión acelerada de un metal debido a un contacto eléctrico con un metal más noble o con un conductor no metálico en un electrolito corrosivo.
Ataque Relacionado con la Velocidad/Flujo
Ocurre como resultado de pérdida de metal causada por velocidades altas del fluido de la superficie. Erosión: la pérdida progresiva de material a partir de una superficie sólida, debido a la interacción mecánica entre la superficie y un fluido, un fluido multicomponente, o partículas sólidas arrastradas con el fluido. Erosión-corrosión: Una acción conjunta que incluye corrosión y erosión en presencia de un fluido corrosivo en movimiento o un material que se mueve por el fluido, acelerando la pérdida
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Características • •
Intercambio de áreas anódicas y catódicas Puede ocurrir en lugares aislados en una tubería, pero el daño es uniforme dentro del lugar aislado. Rugosidad general Picadura • Ataque estrecho profundo • Penetración rápida • Rodeada por región no corroída • Distribución estadística Fisura Ataque localizado que ocurre en áreas donde se restringe el acceso a ambiente circundante • Metal-a-metal • Metal-a-no metal • Depósitos de desechos o productos de la corrosión • Celda electroquímica clásica • Metal a metal • Metal a no metal activo • Depósitos de ion de metal • Contacto eléctrico • Sumergido en electrolito Erosión. • Remoción de superficie metálica • Velocidad y turbulencia • Con o sin partículas • Erosión mecánica-partículas • Rasgos direccionales • Erosión-corrosión • Remoción de películas protectoras • Velocidad y turbulencia • Con o sin partículas • Velocidad de separación • Erosión mecánica–partículas • Rasgos direccionales
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de material. Choque: una forma de erosión-corrosión generalmente asociada con choque local de un fluido que fluye a gran velocidad contra una superficie sólida.
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Choque • Erosión-corrosión localizada causada turbulencia o flujo de choque • Características direccionales • Similar a la erosión corrosión • Acelerado por gas o sólidos arrastrados • Choque de caída de líquido
por
Cavitación: la formación y ruptura rápida de cavidades y burbujas dentro de un líquido que a menudo resulta en daño a Cavitación un material en la interfase sólido/líquido en condiciones de flujo • Daño mecánico por el rompimiento de burbujas en un líquido turbulento severo. • Remoción de películas protectoras • Daño mecánico directo al metal
Corrosión Inducida Microbiológicamente
El deterioro de un metal debido a los procesos de microorganismos.
• • •
Agrietamiento Asistido por el Ambiente
Fractura quebradiza de un material normalmente dúctil en donde el efecto corrosivo del ambiente es una causa. Formas de agrietamiento ambiental: agrietamiento inducido por hidrógeno (AIH), fragilización por hidrógeno (FH) y agrietamiento de corrosión por esfuerzo (ACE).
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• • • •
La interfase entre la superficie del metal y los organismos puede alterarse física y químicamente. Los microbios rompen la película pasiva y aceleran el ataque corrosivo Las comunidades microbianas pueden crear biopelículas. Puede ocurrir rápidamente Fallas catastróficas Requiere tanto esfuerzo de tensión como ambiente específico Diferentes mecanismo para diferentes tipos.
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Efecto de las Variables Ambientales sobre la Corrosión Vapor de Agua El vapor de agua por sí mismo no puede fomentar la corrosión porque no es un electrolito. El agua puede adsorberse a una superficie de metal a humedad baja resultando en proporciones de corrosión insignificantemente bajas. A la concentración de la fase de vapor donde se condensa el agua, la corrosión puede ocurrir siempre y cuando existan otras condiciones ambientales El vapor de agua coexiste con agua líquida cuando la presión parcial del agua en la fase de gas iguala la presión de vapor de la fase líquida (punto de rocío). Sobre el punto de rocío (es decir, a temperaturas más altas o presiones más bajas), el vapor de agua se presenta sin una fase líquida condensada (es decir, está supercalentado). Sin embargo, el punto al que el agua moja una superficie (es decir, el punto de rocío local) no se representa en su totalidad por las mediciones del punto de rocío normalmente usadas (ej., ASTM D-1142-95 [2000]) ya que la humedad a la que el agua se condensa en una superficie depende en parte de la naturaleza de dicha superficie. Se establecen especificaciones de calidad del gas para consideraciones comerciales y típicamente incluyen contenido máximo de agua en términos de peso por volumen normal. El criterio de contenido de agua se determina a través de varias consideraciones de ingeniería, incluyendo prevención de la corrosión, obstrucciones por congelamiento, hidratos y afectar el valor calorífico del gas natural. El criterio de contenido de agua de 7lb/MMSCF (libras por millones de pies cúbicos estándar) u otra especificación similar no necesariamente se correlacionan con el contenido de vapor de agua crítico suficiente para fomentar la corrosión ya que otros factores (ej., presión y temperatura) también determinan el punto al que el agua se condensa. El vapor de agua por lo general se elimina del gas natural, usando trietilenglicol (TEG) y, de vez en cuando, dietilenglicol (DEG). El glicol absorbe el agua eficazmente (es decir, es higroscópico) y puede regenerarse por calor ya que el glicol tiene una buena estabilidad al calor y presión de vapor baja. Por lo tanto, el agua es eliminada absorbiéndola cíclicamente de la corriente de gas a temperatura baja y eliminando el agua del glicol por calentamiento.
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Las perturbaciones en las unidades de deshidratación de glicol y el arrastre del glicol son comunes, y normalmente se toman acciones para minimizar este problema. Considere que el uso de una especificación masa-por-volumen-estándar para evitar la condensación de agua a lo largo de todo un sistema de tubería (y de las líneas de distribución corriente abajo) es tradicional para la mayoría de las tuberías individuales dentro de un sistema de la transmisión.
Temperatura Al igual que casi todas las demás reacciones químicas, las proporciones de corrosión aumentan por lo general conforme se incrementa la temperatura. Un método práctico burdo sugiere que la proporción de la reacción se duplica por cada incremento de 10 grados Celsius en temperatura. Sin embargo, existen excepciones a la regla. También considere que la solubilidad de los gases disueltos disminuye con la temperatura. Conforme la solución se calienta, los gases corrosivos disueltos salen de la solución y disminuyen la corrosividad del agua (electrolito). Incrementar la temperatura también puede elevar un gas sobre su punto de rocío del agua, disminuyendo así la corrosión.
Composiciones Agresivas de Líquidos/pH Bajo El agua es un solvente que disuelve la mayor parte de la materia inorgánica así como algunos compuestos orgánicos. En muchos casos, estos materiales, ya sea en solución o suspensión, aumentan la corrosividad del agua y puede fomentar las incrustaciones o la contaminación. En general (pero no siempre), un incremento en la cantidad total de sólidos disueltos resulta en un aumento de la proporción de corrosión. La fuente de sólidos disueltos por lo general es arrastrada desde un sistema de producción. Sin embargo, los incrementos en el contenido iónico del agua también pueden limitar la solubilidad de otras especies corrosivas como el oxígeno, el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno. Además, los líquidos que contienen ácidos orgánicos o minerales, que producen niveles bajos de pH (como 5.0 o menos), también puede resultar en una corrosión incrementada. Cuando el agua contiene cationes como el calcio (Ca++), el magnesio (Mg++), el bario (Ba++) y/o el estroncio (Sr++), se dice que el agua es "dura". Los carbonatos en el agua funcionan como un buffer ácido que normalmente disminuye la proporción de corrosión. En tuberías de gas, el carbonato de calcio y otras formaciones de sales insolubles pueden formar incrustaciones que pueden Manual del Curso sobre Corrosión Interna en Tuberías © NACE International, 2003 Enero 2010
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inhibir la corrosión creando una barrera entre el agua y la superficie del metal. En ocasiones estas incrustaciones pueden generar suficiente volumen para impedir el flujo. El agua que no contiene los cationes mencionados se conoce como "suave", sin capacidad buffer y es más corrosiva. El agua suave en tuberías de gas a menudo es resultado de la condensación de agua del gas húmedo. La presencia de cloruros (u otros halógenos) puede servir para prevenir la formación de películas protectoras y aumentar la corrosión. Por lo mismo, el agua que contiene cloruro tiende a ser más corrosiva que la que no contiene cloruro.
Dióxido de Carbono (CO2) El dióxido de carbono (CO2) es un gas inodoro e incoloro presente a niveles variables en casi todo gas natural. Cuando el CO2 se encuentra a una presión parcial suficiente en presencia de agua (dependiendo de la química del agua), la corrosión interna ocurrirá en las tuberías y componentes de acero al carbón. La corrosión por CO2 también se conoce como corrosión "dulce" debido a la ausencia del efecto del gas ácido (sulfuro de hidrógeno [H2S]) en la corrosión para un sistema particular. Se ha encontrado que cuando hay agua suave, como cuando se forma durante la condensación del gas, el CO2 se vuelve muy corrosivo, formando ácido carbónico (H2CO3) como se muestra en la ecuación siguiente. CO2 + H2O Æ H2CO3 Cuando se forma el ácido carbónico, el pH del agua en el sistema disminuye (se crean condiciones ácidas y aumenta la concentración de H+) y se incrementa la tasa de corrosión. Si hay agua dura, el CO2 pueden formar carbonatos (CO32-) y/o bicarbonatos (HCO3-) que forman una incrustación protectora en la forma de sales como el calcio o el carbonato de magnesio y el bicarbonato de calcio. Los bicarbonatos también actúan como agente buffer, consumiendo ácidos (H+) y no permitiéndoles disminuir el pH y volverse corrosivos. Sin embargo, el efecto buffer se contrarresta ligeramente por el efecto del bicarbonato como reactivo catódico. La presencia de cantidades residuales de ácidos orgánicos de bajo peso molecular (fórmico, acético o ácidos propiónicos) en presencia de CO2 pueden ocasionar corrosión incrementada debido a la acidez de los ácidos orgánicos y a la formación de productos solubles de la corrosión (ej., acetato férrico).
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Algunos de los factores que determinan la solubilidad del CO2 son la presión, la temperatura y la composición del agua. En sistemas de agua suave, la proporción de corrosión por CO2 se incrementa cuando la presión parcial del CO2 aumenta. La presión parcial del CO2 (o H2S o cualquier otro componente de gas) se determina, analizando el contenido de una muestra de gas y haciendo el cálculo como se muestra abajo. Una vez que se mide el % de mol del gas de CO2 gas, en relación a la muestra completa del gas, ese mol se multiplica por la presión total para calcular la presión parcial del CO2. presión parcial = [% mol x presión total] 100 donde: presión total (psia) = [presión (psig) + presión atmosférica (14.7 psi)]
Sulfuro de Hidrógeno (H2S) El sulfuro de hidrógeno (H2S) es un gas incoloro y venenoso que tiene un olor característico a huevo podrido a concentraciones bajas. El H2S es soluble en agua, donde se comporta como un ácido débil y normalmente causas picaduras del acero al carbón. La corrosión por ataque de H2S ataque a menudo se llama corrosión "ácida". Por lo general, cuando hay H2S en un pozo o tubería de gas natural y se disuelve en salmuera, no hay nada de oxígeno u otro agente oxidante con él. También puede producirse a partir del metabolismo de las bacterias reductoras del sulfato. En estas condiciones, el H2S disuelto atacará el hierro y las aleaciones no resistentes al ácido. La reacción general de corrosión del H2S con el hierro es como sigue: H2S + Fe Æ FeS + H2 El sulfuro férrico (FeS) producido por esta reacción generalmente se adhiere a las superficies del acero como polvo o incrustación negra. Esta incrustación tiende a causar la aceleración local de la corrosión porque el FeS es catódico para el acero y puede producir picaduras profundas en donde hay roturas en la capa continua de incrustación. Los sólidos de FeS, cuando no se humectan con hidrocarburos o agua, pueden ser pirofóricos (combustión espontánea) cuando se exponen al aire porque el FeS se oxida a óxido de hierro. Aunque rara vez se encuentran en las tuberías de transmisión de gas, otros problemas que pueden ser presentarse por la corrosión por H2S son: ampollas de hidrógeno (formación de gas de hidrógeno en huecos en el acero que se acumula y provoca ampollas) y el agrietamiento por esfuerzo de sulfuro (fallas quebradizas Manual del Curso sobre Corrosión Interna en Tuberías © NACE International, 2003 Enero 2010
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espontáneas que ocurren en los aceros y otras aleaciones de alta dureza cuando se exponen a H2S húmedo y otros ambientes sulfúricos).
Oxígeno (O2) En circunstancias en las que se introduce oxígeno (O2) en los sistemas de gas naturales que contienen agua, se observan a menudo incrementos significativos en la corrosión general. El O2 se introducen típicamente en áreas de succión (ej., bombas) donde el aire es arrastrado hacia el equipo de proceso, tratamiento o manejo de gas. Estos incrementos se deben principalmente a que el O2 es un agente oxidante fuerte. El O2 también acelerará la picadura de corrosión, sobre todo cuando se mezcla con CO2 y/o H2S, en presencia de gas húmedo o agua libre. Cuando el O2 está presente, no es raro que las proporciones de picadura aumenten 10 veces. Como método práctico, las concentraciones de O2 disuelto por arriba de 0.05 ppm (50 ppb) medido en agua se consideran corrosivas. También se deben considerar los flujos turbulentos en restricciones, codos, etc. que puede acelerar las proporciones de corrosión por O2.
Hidrocarburos Líquidos Los hidrocarburos líquidos son compuestos orgánicos (es decir, compuestos de hidrógeno y carbono). Al igual que el proceso para la condensación de agua, los hidrocarburos se condensarán a partir de la fase de gas a ciertas temperaturas y presiones (dependiendo de la composición de la fase de gas). Los condensados típicos de gas son moléculas orgánicas con 3 a 10 átomos de carbono (es decir, propano a decano). La cantidad de hidrocarburos líquidos en un sistema de tubería es una consideración importante con respecto de los riesgos de corrosión y los esquemas de remediación de la corrosión. Por ejemplo, si los hidrocarburos representan la fase continua y el agua la fase dispersa, entonces la mayoría de los componentes del sistema se expondrá a la fase de hidrocarburo menos corrosiva. Si el agua es la fase continua, esto representa una situación más corrosiva. Debe realizarse una selección cuidadosa de los inhibidores de corrosión de fase acuosa para asegurar que se minimice la partición indeseada de dicho inhibidor a la fase de hidrocarburo. Además, se sabe que algunos hidrocarburos pueden reducir la corrosión interna, formando películas en las superficies de metal y/o porque cuentan con cualidades de inhibición de la corrosión.
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Curso sobre Corrosión Interna Capítulo 2 Identificación de los Mecanismos de Corrosión
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MUESTREO Y MONITOREO Al terminar este capítulo, el estudiante debe poder: •
Identificar los dispositivos de monitoreo y los análisis y pruebas de campo y de laboratorio existentes para muestreo/monitoreo de la corrosión.
•
Explicar los fundamentos básicos asociados con las investigaciones de la corrosión.
•
Describir las acciones requeridas durante la inspección visual y la conservación de los tubos y materiales de muestra.
Introducción Pueden usarse las técnicas descritas en este capítulo para identificar la corrosividad, calcular una proporción de corrosión, determinar un mecanismo de corrosión, asegurar efectividad de un programa de control de corrosión y optimizar los costos del tratamiento químico. Se incluye una guía para la aplicación de estos métodos. Los métodos estudiados en este capítulo son el análisis de muestras de gas, líquido y lodo/sólido, la inspección de superficies expuestas, cupones de corrosión y las sondas electrónicas. La interpretación de los resultados de la prueba debe considerar el historial del sistema, la exactitud de las pruebas, las limitaciones de las técnicas y los principios básicos de corrosión. En algunos casos será necesaria mayor evaluación, investigación, prueba y/o revisión de la literatura técnica para determinar si un ambiente es más o menos corrosivo de lo que parece en los datos. Puede usarse el conocimiento de la composición química del gas y de los líquidos para predecir la corrosividad. Deben tomarse periódicamente muestras de gas y/o líquido de los tubos medidores, trampa de taco, filtros, tanques de separación y deshidratación, tubería y trampa de humedad de la estación de compresión y tanques de almacenamiento. Deben inspeccionarse las secciones de tubería expuestas durante los proyectos de rehabilitación de tubería y deben probarse en busca de daño por corrosión interna. Las muestras deben presentarse a un laboratorio para el análisis químico, y probarse en campo con los procedimientos descritos en este manual.
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Gas Las características del gas son un factor importante para determinar la corrosividad de un sistema de gas natural. Para que la corrosión ocurra a cualquier proporción significativa, se requiere un electrolito como agua líquida. Cuando el agua se condensa en la superficie para formar una fase líquida, la corrosión puede presentarse siempre y cuando existan también otras condiciones ambientales. Las condiciones ambientales que tienden a acelerar la corrosión incluyen las presiones parciales del oxígeno (O2), del dióxido de carbono (CO2) y del sulfuro de hidrógeno (H2S). Las normas de calidad del gas se establecen en parte para prevenir la corrosión interna. Sin embargo, la corrosividad del gas en la tubería no puede determinarse exclusivamente a partir de las normas. La experiencia industrial ha mostrado que el agua y las impurezas corrosivas pueden ingresar accidentalmente en la tubería o acumularse lentamente en puntos bajos (es decir, frente a planos inclinados) a pesar del monitoreo de la calidad del gas que obedece las normas de calidad. Además, el incumplimiento de las normas no necesariamente significa que el gas sea corrosivo. La identificación de gas corrosivo en una tubería se logra mediante el análisis de las condiciones de operación, el contenido de impurezas del gas, los datos de control, los esquemas de remediación y/o otras consideraciones. En presencia de agua, la presión parcial del CO2 y del H2S a la que ocurre la corrosión depende de muchos factores. Sería demasiado simplista aplicar un criterio de presión parcial máxima del CO2/H2S sin considerar otros factores que pueden incluir, entre otros, los siguientes: química del agua, características de flujo, química completa del gas, temperatura y criterio de vida del diseño. Además, la norma MR0175 de NACE indica que no se prevé agrietamiento por esfuerzo de sulfuro a presiones parciales del H2S de menos de 0.05 psia. Los valores de la composición del gas obtenidos de un punto de muestreo en un lugar pueden considerarse representativos de la corriente de gas en cualquier otro lugar en el tramo de la tubería siempre y cuando no esté presente ninguna fuente de gas adicional entre los dos lugares. Los datos incluidos en un análisis de composición del gas para propósitos de la corrosión consideran por lo general las siguientes mediciones: • • • •
CO2 H2S Agua O2.
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Los datos adicionales incluyen temperatura y presión; considere los factores que afectan estas propiedades cuando determine qué tan apropiadamente un punto de muestreo representa otros puntos. El contenido de CO2 normalmente se determina enviando una muestra del gas a un laboratorio químico (para el análisis por cromatografía de gases). El contenido de agua (punto de rocío) y el contenido de H2S por lo general son mediciones en sitio (campo); la temperatura y la presión se registran en sitio. El H2S se mide usando un tubo de tintura o medidor electrónico (la Sección 2 del Manual de Laboratorio de Investigación de Campo contiene fotografías y procedimientos). El tubo de tintura se llena con una substancia porosa que se cubre con un químico que reacciona al H2S para formar un color café. Una cantidad medida de gas se pasa a través del tubo y la lectura a la que el color café se detiene en el tubo es la concentración de H2S en partes por millón (ppm). También existe instrumentación electrónica que proporciona una lectura directa del contenido de H2S presente en el gas. El contenido de agua del gas es importante porque determina el nivel de saturación, y el gas completamente saturado condensará el agua que puede fomentar la corrosión. El contenido de agua puede medirse con un tubo de tintura (el químico en un tubo de tintura con contenido de agua reacciona con el agua para formar un color púrpura), o puede medirse usando un medidor electrónico. Ambos procedimientos de prueba dan resultados del contenido de agua en libras por millón de pies cúbicos estándar (lbs. /MMSCF). Si el contenido de agua del gas es demasiado alto a una presión y temperatura dadas, el gas se saturará y el agua libre se condensará. Recuerde que el agua líquida puede existir potencialmente en una tubería a pesar de que una medición indique gas no saturado, porque una medición del gas representa un periodo corto de tiempo, y el agua líquida anterior quizás no se evaporó o quizás salió de la línea. Además, la presencia de sólidos higroscópicos (es decir, que atraen el agua) puede ocasionar condensación en ambientes donde el gas no está completamente saturado con agua. La presión del gas en la tubería se lee con un medidor de presión o con un dispositivo electrónico que miden la presión ejercida en la pared interior del tubo. La presión se usa para calcular la presión parcial del CO2 después de que el porcentaje de CO2 (% mol. CO2) se determina por cromatografía de gases (véase la sección de corrosión por CO2 en el Capítulo 1 para detalles sobre cálculo de la presión parcial del CO2). La presión parcial del H2S se calcula de manera similar después que una lectura del H2S en ppm se convierte a porcentaje. Además, se usan la presión y la temperatura para determinar el nivel de saturación de agua en el gas. Manual del Curso sobre Corrosión Interna en Tuberías © NACE International, 2003 Enero 2010
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Para asegurar la exactitud del análisis del gas, son importantes los procedimientos apropiados de muestreo del gas para evitar que interfieran los factores externos. Tales factores podrían dar datos sin fundamento. Se proporcionan detalles de estos procedimientos en la Sección 2 del Manual de Laboratorio de Investigación de Campo en este curso. Los datos del muestreo del gas típicamente se registran en un formato o banco de datos para recuperación y comparación con valores futuros. En muchos sistemas, el muestreo y el análisis del gas generalmente se realiza en una base rutinaria. Note que el análisis del gas por sí mismo no se usa para determinar la corrosividad; a menudo se requiere mayor monitoreo (ej., cupones, sondas, etc.) basado en las mediciones de los niveles significativos de CO2 y/o H2S, sobre todo si el gas está húmedo.
Líquidos Los líquidos acuosos y/o de hidrocarburo (orgánico) pueden estar presentes en tuberías e instalaciones de gas natural, y son comunes en instalaciones de producción (es decir, líneas de recolección) y en instalaciones de campo de almacenamiento. Debido a que la corrosión requiere un electrolito, la ausencia de agua líquida indica ausencia de corrosión. La información sobre la composición del líquido es útil para calcular la corrosividad, aunque se consideran más confiables (si se localizan apropiadamente) los datos provenientes de los dispositivos de monitoreo, como cupones de corrosión o sondas electrónicas, ya que son una medición más directa. Pueden usarse mediciones de líquido para predecir cambios en la corrosividad (o mecanismo de corrosión) que surgen de cambios en las condiciones del proceso (ej., la velocidad del flujo, la temperatura, presión, fracción de hidrocarburo, etc.). Además, la composición del líquido puede usarse para guiar la selección de químicos de tratamiento y aumentar el monitoreo de la corrosión a través de la identificación de productos de la corrosión. Por lo tanto, esta información tiene valor secundario. Las pruebas de corrosión normalmente se realizan en la fase acuosa (agua) de una muestra de líquido. Ya que las muestras de líquido acuoso cambian con el tiempo en un recipiente de muestreo, el análisis en sitio debe realizarse sin retraso. La muestras que se conservarán más de 4 horas deben refrigerarse (a aproximadamente 4°C o 39°F) para reducir la actividad microbiana. Las muestras retenidas por más de 48 horas, aun en refrigeración, tendrán un valor cuestionable con respecto a la exactitud de pruebas en sitio. Manual del Curso sobre Corrosión Interna en Tuberías © NACE International, 2003 Enero 2010
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Lugares del Muestreo Debido a que los líquidos a menudo no están distribuidos uniformemente a lo largo de una tubería, los lugares del muestreo deben escogerse cuidadosamente para que los datos recolectados representen la mayor parte de los líquidos dentro de un sistema, y/o representen los lugares en donde se espera que la corrosión sea más agresiva. Los lugares del muestreo pueden incluir: • • • • • • • • •
Lanzadores/receptores de limpieza con taco Trampas de humedad (tubería, estación de medición, estación de compresión, etc.) Extremos muertos (secciones aisladas de un tubo sin flujo) Líneas de drenado del tanque/cabezal Tanques Tanques de recuperación de líquidos (trampas, separadores, lavadoras) Tubos medidores Corrientes laterales y espiras de muestreo Áreas bajas (depresiones, cruces de ríos, etc.)
Métodos de Muestreo Las muestras pueden tomarse de los sistemas de fluido (ej., tubería) o estáticos (ej., tanque de almacenamiento). Normalmente, las muestras deben obtenerse abriendo una válvula y permitiendo que los fluidos fluyan durante varios segundos para vaciar la válvula y la respectiva tubería de cualquier materia extranjera y/o fluidos de espacios muertos antes de recolectar la muestra. En algunos casos (como con fondos de tanque o al tomar muestras de aguas abiertas), se requiere un aparato de muestreo de diseño especial. Pueden agregarse recipientes de muestreo a cada válvula como sea necesario para obtener muestras de por lo menos 4 onzas. Los recipientes y accesorios de muestreo debe construirse de una aleación resistente a la corrosión o de acero al carbón con recubrimiento interno, libre de discontinuidades. Se recomienda un arreglo de doble-válvula, con una válvula arriba y otra abajo del recipiente. Cuando los líquidos se recolectan, la válvula superior debe estar completamente abierta y la válvula inferior debe abrirse lentamente para recolectar la muestra de una manera segura. La válvula superior puede usarse para aislar el recipiente de muestra de la línea, sobre todo si la válvula inferior falla. Si los volúmenes de agua suficientes están presentes por lo general en un lugar de Manual del Curso sobre Corrosión Interna en Tuberías © NACE International, 2003 Enero 2010
Identificación de los Mecanismos de Corrosión
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muestreo, deje que la válvula se lave con agua durante varios segundos antes de llenar recipientes de muestreo. Para recolectar una muestra, destornille el tapón de un recipiente de muestreo y llénelo todo para purgar cualquier aire en el recipiente. Inmediatamente vuelva a tapar el recipiente. Evite tocar las superficies interiores del recipiente o tapón ya que puede contaminar la muestra. Si se dispone de volumen suficiente de muestra para dos recipientes, guarde un recipiente sellado para análisis de laboratorio y use la otra botella para las pruebas de campo. Sin embargo, si el volumen de líquido es limitado quizás no sea posible llenar una botella entera de 250 ml. Obtenga tanta muestra como sea posible en este recipiente y realice las mediciones de campo con el volumen mínimo necesario. Si las muestras son principalmente agua, aunque contengan algunos sólidos, prepare y etiquete la botella de muestreo (antes del muestreo) y registre el volumen del recipiente de muestreo para comparación con la cantidad de líquido muestreado. Se recomienda una muestra de 8 onzas (250 ml). Si se dispone de volumen líquido adicional, llene dos botellas. Si se obtiene una emulsión de aceite-agua, recolecte dos muestras. Después de recolectar cada volumen de muestra, ponga el tapón en el recipiente pero no lo apriete ya que el escape de gas podría presurizar la botella. A partir de un recipiente, realice uno de los procedimientos siguientes para obtener una muestra de agua de 2 onzas (aproximadamente 60 ml): • • •
Permita que las fases se separen por la gravedad dentro del marco de tiempo prescrito indicado por los procedimientos individuales de la prueba. Agregue gotas de cloral a la muestra, agite la muestra 20 veces, libere la presión y permita que repose durante 30 minutos. Centrifugue la muestra para separar la cantidad requerida de agua dentro del marco de tiempo prescrito indicado por los procedimientos individuales de la prueba.
Si el procedimiento de separación excede el tiempo permitido por el procedimiento de prueba, deseche la muestra. Si se recolectan por lo menos 2 onzas de agua, realice la prueba en sitio. Además realice prueba de cultivo de bacterias, si se requiere o se recomienda. Si el agua no se separa y se desea una prueba de bacterias, consulte los procedimientos de análisis microscópico. Envíe la segunda muestra en emulsión a un laboratorio aprobado para el análisis. Si se requiere monitoreo de bacterias en la muestra líquida, elimine el volumen necesario para realizar estas pruebas inmediatamente para reducir al mínimo la Manual del Curso sobre Corrosión Interna en Tuberías © NACE International, 2003 Enero 2010
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exposición al oxígeno, y antes de realizar cualquier prueba física o química (para minimizar la contaminación). Obedezca todas las precauciones de seguridad pertinentes cuando recolecte las muestras de líquido. La mayoría de las instalaciones de tubería se operan a presión alta, y el personal que tome las muestras debe tener cuidado extremo por el equipo que está operando. Siempre identifique todos los problemas y las precauciones de seguridad que deben tomarse en caso de que una válvula usada para el muestreo funcione mal o en caso de una onda de presión alta por la válvula de muestreo haga explotar el recipiente de la muestra y su contenido, zafándolo de la mano de la persona. Cumpla con los requisitos de seguridad. Debe usarse aparato de seguridad adicional si la hoja de datos de seguridad del material para un químico específico (HDSM) sugiere la necesidad de dicho dispositivo.
Análisis de la Muestra Si es posible, las muestras de agua deben tener volumen suficiente para realizar tanto los análisis en sitio como en laboratorio; idealmente, llene dos botellas de 8 onzas (250 ml) con la muestra (una botella para la prueba en sitio y la otra para el análisis de laboratorio). Una parte de la muestra también debe acidificarse inyectando 20 a 40 ml de la muestra acuosa con una jeringa en un frasco de 40 ml que contenga ácido nítrico (HNO3). Cuando se disponga de agua suficiente, se recomienda un volumen mayor de la muestra. Si se dispone de un volumen grande de agua, una tercera botella de muestra (250 ml o más) puede acidificarse agregando HNO3 a la muestra hasta que el pH sea de
