Profa. Marianela Fernández · PDF file1. Para pozos se considera el uso de aceros al...
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Maracaibo, Junio de 2011 Profa. Marianela Fernández REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA CENTRO DE ESTUDIOS DE CORROSIÓN CEC-LUZ
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Maracaibo, Junio de 2011
Profa. Marianela Fernández
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA
CENTRO DE ESTUDIOS DE CORROSIÓN
CEC-LUZ
Introducción a la corrosión
Tipos de corrosión
Perforación y extracción de crudo y/o gas
Introducción a la corrosión en la Industria
Petrolera• Corrosión por CO2
• Corrosión por H2S
• Corrosión Microbiológica
Patrones de Flujo• Tuberías Horizontales
• Tuberías Verticales
Métodos de Control de Corrosión• Inhibidores
• Deshidratación
• Endulzamiento
Técnicas de Monitoreo de Corrosión• Electroquímicas
• No Electroquímicas
Normas y prácticas recomendadas
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% 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.
TIPOS DE FALLAS %
Corrosión 33
Fatiga 18
Daño Mecánico 14
Fractura Frágil 9
Defecto de Fabricación 9
Defectos de Soldadura 7
Otros 10
FALLAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA
En tuberías que
transportan gas natural
y/o crudo
Corrosión por
CO228 % de las
fallas
Corrosión por
H2S
18 % de las
fallas
“Dulce”
“Ácida”
TIPOS DE FALLAS %
Por CO2 28
Por H2S 18
En Soldaduras 18
Picaduras 12
Corrosión-Erosión 9
Galvánica 6
Espacios Confinados 3
Impacto 3
Corrosión bajo Tensión 3
A nivel mundial, el 63 % de las
fallas en las tuberías de
transporte de Gas Natural y/o
Crudo es causado porcorrosión.
• 50 % Corrosión interna
• 13 % Corrosión externa
En la industria petrolera venezolana
los costos por corrosión anuales
están en el orden de 120 millonesde dólares.
La corrosión interna en
las tuberías depende
fundamentalmente de:
• Presencia de Agua
• Sales
• Dióxido de Carbono (CO2)
• Sulfuro de hidrógeno (H2S).
• Oxígeno
• Bacterias
• Directamente del yacimiento
• Condensación en la línea.
La presencia de Agua es el
factor desencadenante de los
daños por corrosión en las
tuberías de flujo.
CO2H2S
El proceso de explotación, producción y transporte del
petróleo y gas natural involucra las siguientes actividades:
Producción del
yacimiento
Manejo en
superficie
Perforación
Transporte
Los problemas asociados con los
sistemas de extracción, transporte y
procesamiento de petróleo y gas son:
Corrosión
Incrustaciones
Depósitos
Formación de Espuma
PERFORACIÓN
Las actividades asociadas a la perforación de un pozo
generan una Degradación de los materiales debido a
diferentes procesos:
Erosión
Abrasión
Fatiga
Corrosión
¿ Como controlar la corrosión ?
Una vez terminado el pozo se
encuentra diferentes fases
H2O Gas
Crudo
Y además si el gas contiene CO2 y
H2S y la fase acuosa esta presente
existirá un alto potencial en
Corrosión
PRODUCCIÓN
El CO2 y el H2S son las especies corrosivas más
importantes y contra las cuales es necesario emplear
diversos métodos para el control de corrosión. El CO2
y el H2S son especies químicas que están en equilibrio
con las tres fases petróleo, agua y gas por lo que las
cantidades de CO2 y H2S en cada fase están
relacionadas pero con concentraciones diferentes
dadas por las solubilidades correspondientes a cada
fase.
La corrosión por CO2 involucra una serie del reacciones:
1.- Inicialmente el CO2 debe hidratarse mediante la reacción con el
agua para producir ácido carbónico (H2CO3).
CO2 + H2O H2CO3
El ácido obtenido sufre una doble disociación dando lugar a la
formación de iones carbonato y bicarbonato.
H2CO3 H+ + HCO-3
HCO-3 H+ + CO=
3
2.- Posteriormente ocurre el transporte de masa desde la solución
hacia la superficie del metal.
H2CO3 (sol.) H2CO3 (ads.)
HCO-3(sol.) HCO-3(ads.)
H+(sol.) H+(ads.)
MEDIO CORROSIVO
3.- Esta etapa comprende la ocurrencia de las reacciones
electroquímicas en la superficie del metal.
Reacción Catódica: Comprende la reacción de reducción de los iones
disociados H+.
2H2CO3 + 2e- H2 + 2HCO-
3
2HCO-3 + 2e-
H2 + 2CO=3
2H+ + 2e- H2
Reacción Anódica: Esta representada por la reacción de oxidación del
hierro.
Fe Fe++ + 2e-
4.- En esta etapa las especies disueltas se combinan para formar
carbonato de hierro (FeCO3).
Fe++ + CO=3 Fe CO3
MEDIO CORROSIVO
Incremento del pH
Disminución de la turbulencia
Incremento de la temperatura
Condiciones que favorecen la formación de la capa
protectora de carbonato de hierro:
Por efecto del contenido de CO2 el agua se vuelve ácida,
dependiendo el pH de la presión parcial y de la
concentración de sales disueltas, en particular CO3Ca.
En los sistemas donde esta presente el CO2 la corrosión puede o no ser
controlada dependiendo de la deposición y retención de la capa
protectora de carbonato de hierro.
Carbonato
de HierroÁcido
Carbónico Fe+ +
Agua
CO2
Criterios de corrosividad del pozo en base a la presión parcial
de CO2 (The Rule of Thumb)* :
1. Señala que si ésta es menor de 7 psi el pozo no es
corrosivo.
2. Si se sitúa entre 7 y 30 psi la corrosión es posible
3. Si es mayor que 30 psi se puede asegurar que el pozo es
corrosivo
4. Por encima de 100 psi se recomienda el uso de
aleaciones especiales, ya que se espera corrosión severa.
* American Petroleum Institute (API) en 1950
Remoción de los
cristales por el paso del
fluido,
Formación de capas de
corrosión
Precipitación capa
porosa
Etapas de la Corrosión por Dióxido de Carbono
Ataques severos
localizados
TIPOS BÁSICOS DE CORROSIÓN POR CO2
Tipo I: Corrosión General
La disolución del hierro no es
muy alta
La pequeña cantidad de
carbonato de hierro formada
en la superficie del metal,
tiene poca capacidad de
adhesión y es fácilmente
eliminada por el paso del
fluido.
Tipo II: Ataque en forma de picaduras.
Se produce la mayor tasa de corrosión.
El crecimiento de cristales de carbonato de hierro sobre la
superficie del metal ocurre de forma lenta, heterogénea y
porosa
TIPOS BÁSICOS DE CORROSIÓN POR CO2
Tipo III: La velocidad de corrosión disminuye debido a la
formación de una capa delgada, compacta y adherente.
La velocidad de disolución del hierro y de formación del
carbonato de hierro es elevada, de forma tal que la
nucleación de los cristales de carbonato de hierro en la
superficie del metal es rápida y uniforme.
TIPOS BÁSICOS DE CORROSIÓN POR CO2
CO2 Attack – Honeycomb Pattern
CO2 Attack – Honeycomb Pattern
CO2 Pitting Corrosion
Tubing Perforated by CO2
Corrosion
Wormhole Attack, CO2
Mesa Ataque, CO2
1. Para pozos se considera el uso de aceros al carbono, aleaciones
de alto contenido de cromo (13% Cr, 22% Cr, 25% Cr o tipo
Duplex) tuberías bimetalica, sartas mixtas(aleación/acero al
carbono) y inhibidores de corrosión
2. Las conexiones para la tubería de producción deben ser del tipo
de perfil interno continuo para reducir turbulencia.
3. Para equipos de superficie se recomienda utilizar componentes
compatibles con la tubería de producción, los cuales pueden ser
fabricados con recubrimientos metálicos (cladding) ó con
aleaciones de cromo. Adicionalmente. seleccionar sellos
metal/metal y válvulas de choque con insertos de carburo de
tungsteno para reducir la erosión.
FACTORES METALÚRGICOS
4. En las líneas de transmisión lo usual desde el punto de vista
económico es la selección de aceros al carbono. En dicho
caso, se debe diseñar la tubería con un sobre espesor por
corrosión y un diámetro tal que reduzca la erosión; así mismo,
se deben considerar otras alternativas tales como: Uso de
inhibidores de corrosión, deshidratación del gas y/o uso de
tubería con recubrimiento metálico. El diseño de la soldadura
entre tubos debe ser tal que no produzca turbulencia.
FACTORES METALÚRGICOS
CALCULO DE LA VELOCIDAD DE CORROSIÓN POR CO2
El modelo predictivo principal para la determinación de la corrosión
por dióxido de carbono se basa en el empleo de la correlación de
Waards y Milliams, la misma permite estimar velocidades de
corrosión a partir de parámetros operacionales:
Donde:
Vcorr = Velocidad de corrosión en mm/año
PpCO2 = Presión parcial del CO2 en bar
T = Temperatura en K
)2log(67.0/17108.5log PpCOTVcorr
Esta correlación fue corregida y esta basada principalmente en la
influencia de la velocidad del fluido para este tipo de corrosión.
Donde:
Vcorr: Velocidad de corrosión en mm/año
Vmt: Velocidad de corrosión controlada por transferencia de masa (mm/año)
Fr: Factor de corrección por formación de capa de FeCO3, o factor de escama
Vr: Velocidad de corrosión controlada por la reacción (mm/año)
Fc: Factor de corrección por el contenido de carbono en el acero
Fcr: Factor de corrección por el contenido de cromo en el acero
)/()( VrFcVmtcrVmtVrFcFsFVcorr
Rehervidor de amina E-209 A/B ubicado en el Sistema de Regeneración de amina
de la Planta LGN II
Carga ácida: Variable entre 0,04
y 0,14 mol CO2 / mol de amina
Lado tubo:
Vapor a 45 psig y 300 °F
Lado carcasa:
UCARSOL CR-422
a 12 psig y 252 °F
Corrosión por CO2 en los Tubos
Corrosión bajo
tensión por H2S
Corrosión
por H2S
Corrosión por Picadura
Concentración de H2S
Contenido de agua libre
pH del medio
Temperatura
FACTORES QUE FAVORECEN LA
CORROSIÓN POR H2S
MECANISMOS DE LA CORROSIÓN POR H2S
La reacción que ocurre es la siguiente:
Fe + H2S FeS + 2H
Esta reacción es el resultado de la reacción del sulfuro de hidrógeno disuelto en
agua, el cual sufre una doble disociación, formando primeramente iones
hidrosulfuros (HS-) y luego iones sulfuro (S=).
H2S + H2O + e- HS- + H2O
HS- + H2O + e- H++ S= + HS- + H2O
Así como de la reacción de oxidación del hierro en forma de iones ferrosos
(Fe++)
Fe Fe++ + 2e-
El azufre proveniente del sulfuro de hidrógeno se combina con el hierro para
formar sulfuro de hierro, el cual se deposita sobre la superficie del metal.
Fe++ + 2e- + 2H+ + S= FeS + 2H
FORMAS DE ATAQUE DE LA CORROSIÓN POR H2S
CORROSIÓN POR PICADURAS:
La presencia de sulfuro de hidrogeno secaracteriza por la pérdida del metal y lapresencia de picaduras.
El sulfuro de hierro formado generalmenteno constituye una capa protectora y esusualmente catódico frente a la superficiemetálica
El oxígeno incrementa la velocidad decorrosión, el mismo actúa comodespolarizante catódico, reacciona con elsulfuro de hierro y forma azufre elemental
Las picaduras formadas durante la corrosión por sulfuro de
hidrógeno son generalmente pequeñas, redondas y el ángulo
formado en el fondo del hoyo incrementa la tensión en el material.
Corrosión por H2S en Varillas de bombeo
Un criterio basado en las presiones parciales de H2S, para los
tipos de compuestos formados indica que por debajo de
0,689 Kpa (0,1 psi) se forma principalmente Pirita y Triolita
ambos protectores. A presiones superiores a este valor, se
forma Kansita un compuesto imperfecto que permite la
difusión del Fe++
Uno de los parámetros que determina la formación de estos
compuestos es el pH de la solución:
@ pH 3 a 4 ó pH>9 Pirita (FeS2) y Triolita (FeS)
@ pH 4 a 6.3 ó pH 8.8 a 10 Kansita (Fe9S8) (predominante), Pirita
y Triolita
@ PH 6.6 a 8.4 Kansita (no protector)
Compuestos formados en base a la presión parcial de H2S:
Daño mecánico causado por la
presencia de hidrógeno atómico o por
una interacción con hidrógeno dentro
del metal.
Descarburización
FragilizaciónAmpolladuras
Ataque por hidrógeno
Una fuente externa (Reacción catódica).
Humedad en gases calientes.
Hidrocarburos.
Protección catódica y electroplaqueado.
Ocurre debido a que el hidrógeno molecular precipita dentro
de los microporos o inclusiones del material y debido a que
estas regiones están fragilizadas por el hidrógeno se ve
favorecida la formación de ampollas o grietas escalonadas
en la superficie del acero por la presión que este ejerce.
AGRIETAMIENTO POR PRECIPITACIÓN DE HIDRÓGENO INTERNO
En las soldaduras
específicamente en el
área afectada por el
calor las grietas
generadas se dirigen
paralelas a las líneas
de fusión
Grietas
Formación de hidrógeno (H2) en una microgrieta.
Fragilización
El hidrógeno no siempre causa efectos
visibles como: grietas o ampollas, pero
H disuelto produce pérdida de
ductilidad.
Pérdida de ductilidad en base al contenido de hidrógeno,
ocurre sobre todo en los aceros comunes, aceros inoxidable,
de base Ni, Al, Ti donde se observa un decrecimiento
importante en la capacidad de deformación.
Mecanismo:
• Puede formar hidruros internamente (Ti, Mo, Cb, V, Ta)
• Las aleaciones a nivel de alta resistencia son las mássusceptibles.
• Corrosión pronunciada a niveles altos de H.
Control:
• Efectuar un recocido para reducir la cantidad de hidrógenodisuelto.
• Usar inhibidores de corrosión.
• Realizar soldaduras apropiadas.
• Usar aceros limpios para evitar huecos (para ampolladuras)
• Remover sulfuros, compuestos de arsénico, cianuros y fósforo.
• Selección de materiales (aceros inoxidables).
Efectos de la Concentración de
sulfuro de hidrógeno para aceros
de alta resistencia en la ocurrencia
del SSC
1. Para que ocurra este tipo de
corrosión el material debe
estar sometido a esfuerzos
cercanos al punto de
cedencia
2. Debe contener H2S
3. Así como el pH debe ser ácido
4. Por otro lado la presión parcial
debe ser mayor a 0,0334 Kpa
(0,05 psia)
5. La dureza debe ser mayor de
22 Rc
CORROSIÓN BAJO TENSIÓN EN PRESENCIA DE SULFUROS (SSC):
Descarburización
Los gases de combustión o
atmósferas protectoras para
tratamientos calóricos a menudo
H2 ó H2O.
Reacciona:2H2 + Fe3C CH4 + Fe
Descarburización
• Es una forma de daño por hidrógeno a altas
temperaturas que ocurre en acero al carbono
y en acero de bajas aleación.
• El hidrógeno penetra en el acero y reacciona
con el carbono, proceso denominado
Descarburización para formar gas Metano.
• Este fenómeno es dependiente de las
temperaturas, generalmente ocurre por
encima de 200ºC.
AGRIETAMIENTO INDUCIDO POR HIDRÓGENO:
Ampollamiento de la
superficie metálica
Tubo deformado
plásticamente por causa
del hidrógeno (aceros de
baja resistencia)
Agrietamiento inducido por hidrógeno
Corrosión bajo tensión en presencia
de sulfuros
Dirección de la grieta
Depende de la microestructuraPerpendicular a la
tensión
Tensión aplicada
No tiene efectos Afecta críticamente
Resistencia del material
Se presenta fundamentalmente en aceros de baja resistencia
Ocurre principalmente en aceros de alta
resistencia
Localización Del área interna a la externa En cualquier sitio
Ambiente
Condiciones altamente corrosivas, cantidades
apreciables de hidrógeno en el ambiente.
Puede ocurrir en ambientes dulces de corrosividad media.
Características que diferencian la morfología del ataque originado
por la presencia de sulfuro y fragilización por hidrógeno.
CORROSIÓN POR EFECTO COMBINADO DE DIOXIDO DE CARBONO, SULFURO DE HIDRÓGENO Y OTROS FACTORES
Efecto de la
temperatura y la
concentración
del H2S en el
mecanismo de
corrosión por
CO2
Fe 2+
FeCO3
Fe 2+ FeCO3 FeCO3
FeCO3
Fe 2+
FeS
Fe 2+
FeS
FeCO3FeS
Fe 2+
FeS
FeSFeCO3
Fe 2+
FeS
FeS
FeCO3
FeCO3 FeS
Tipo I (60°C) Tipo II (100°C) Tipo III (150°C)Concentración
H2S
Sin H2S o
< 3,3 ppm
33 ppm
>330 ppm
DETERMINACIÓN DEL TIPO DE CORROSIÓN PREDOMINANTE
Uno de los indicadores del mecanismo de corrosión que tenemos
presente es la relación entre las presiones parciales de CO2 y H2S.
p CO2
p H2S> 200
Corrosión por Dióxido de carbono
p CO2
p H2S< 200
Corrosión por
Sulfuro de
Hidrógeno
A diferencia del CO2, el H2S a bajas temperaturas (<60C), puede
promover la formación de una capa de sulfuro de hierro.
DETERMINACIÓN DE LA SUSCEPTIBILIDAD A CORROSIÓN POR H2S
Se emplea la norma NACE MRO 175-98 para determinar la
susceptibilidad del material a sufrir daño por sulfuro de
hidrógeno al ser expuesto a un ambiento ácido, es decir que
contenga agua libre y H2S en cantidades por encima de 0,05
psi de su presión parcial.
Por otro lado la norma indica que la dureza del material
debe ser mayor de 22 Rc para que el material se considere
susceptible a la corrosión bajo tensión en presencia de
sulfuros.
CORROSIVIDAD DEL H2S SOBRE EL ACERO AL
CARBONO DE BAJA ALEACIÓN
En el caso del H2S, considerando concentraciones en gas del 1% y 60 bar en pozo,
la Presión parcial de 0,6 bar puede significar régimen de transición o Sour Service
dependiendo del pH que también estará influido por la concentración de CO3Ca.
Finalmente, debemos recordar que el efecto del H2S
sobre acero al carbono de baja aleación depende del
nivel de tensión de fluencia del acero en cuestión. Por
encima de los 90.000psi de tensión de fluencia el efecto
será el de SSC (sulphide stress cracking), es decir, el H
atómico que penetra en la red cristalina del acero
genera fragilización y puede llevar a fracturas
catastróficas. A tensiones de fluencia menores los
problemas estarán más ligados al HIC (hidrogen
induced cracking) que se relaciona con el tamaño y
forma de las inclusiones no metálicas en el acero.
Hydrogen Sulfide (H2S) Corrosion
H2S Attack
FeS Crystals
H2S Attack on Sucker Rods
H2S Attack on Sucker Rods Followed by Corrosion Fatigue Break
Sulfide Stress Cracking
A Failure Due to Sulfide Stress Cracking of Casing Collar
Hydrogen Embrittlement of a Drill Collar
PROBLEMAS ASOCIADOS CON LA CORROSIÓN POR CO2 Y H2S
Corrosión en las operaciones de perforación:
Frecuentemente los problemas de corrosión están asociados a los fluidos de perforación base agua .
Disminución del pH del lodo
Floculación del lodo
Pérdida de las propiedades reológicas del lodo
Putrefacción del lodo
En el tubing pueden presentarse problemas como:
• Taponamiento por presencia de hidratos o
incrustaciones
• Corrosión por picaduras
Corrosión galvánica en aquellas áreas donde se utilicen
diferentes materiales como es el caso de las áreas de
condensación de agua proveniente de la formación.
Otro problema asociado con la presencia de Dióxido de
Carbono y Sulfuro de Hidrógeno es la formación de hidratos
en tuberías y equipos que operen a temperaturas y
presiones que favorezcan la formación de estos
compuestos. La formación de Hidratos origina:
Altas presiones de bombeo.
Obstrucciones de pozos productores y líneas.
Pérdida de eficiencia de equipos de transferencia decalor.
Fallas de equipos.
Corrosión bajo depósitos.
PROBLEMAS ASOCIADOS CON LA CORROSIÓN POR CO2 Y H2S
Los hidratos de gas natural son sustancias sólidas en forma de
cristales de color blanco formadas cuando el agua líquida y algunos
hidrocarburos ligeros, principalmente C1 (metano), C2 (etano), C3
(propano), se combinan físicamente bajo ciertas condiciones de
presión y temperatura.
• Altas presiones y bajas temperaturas favorecen la formaciónde hidratos de gas natural pudiéndose formar aún atemperaturas superiores a la del congelamiento del agua.
• Presencia de agua líquida, por tal motivo el contenido de aguaen un gas natural debe ser disminuido a valores tales que enningún lugar del sistema se alcance el punto de rocío especialmentecon gases que contengan CO2 ó H2S que formarán ácido con agua
condensada.
FORMACIÓN DE HIDRATOS
• Medios de agitación del agua y gas.• La turbulencia, alta velocidad de flujo, presión pulsante, agitación,
inducen la formación de los primeros cristales de hidrato y una vezque esto ocurre el fenómeno de cristalización se hace más rápido.
• La temperatura a la cual comenzará la formación dehidratos se obtiene de gráficos construidos en base a datosexperimentales para una presión especificada y un gas cuyadensidad conocemos.
• La temperatura de formación de hidratos será mayor a medidaque aumente la densidad del gas.
• Una vez formado el hidrato no queda alternativa que disminuir lapresión para producir su disolución ocasionando la pérdida de gasque es venteado a la atmósfera.
• La desaparición de hidratos puede demorar y ser difícil dealcanzar. Cristales macroscópicos permanecen por grandes periodosluego que los hidratos han desaparecido.
FORMACIÓN DE HIDRATOS
FORMACIÓN DE HIDRATOS
Producción primaria
En el balancín el daño por corrosiónen presencia de dioxido de carbonose presenta frecuentemente en elvástago y se agrava por la continuaacción de compresión-extensión quesufre el mismo, así como por laconstante abrasión a la que este essometido.
El ataque se presenta en formapicaduras y se incrementa con lapresencia de oxigeno.
LÍNEAS DE TRANSPORTE
Para sistemas de gas húmedo con bajas
velocidades de flujo, comprendidas entre 0
y 4,5 m/s, existen mayores posibilidades de
un ataque corrosivo localizado.
En los sistemas de gas con velocidades de
flujo moderadas ubicadas en el rango de 4,5
a 7,5 m/s, el agua se presenta en flujos
continuos a lo largo del fondo de la tubería y
atomizada en el resto de la línea, con lo que
se obtienen diferentes grados y tipos de
ataque corrosivo, siendo más severo en el
fondo de la línea (ataque localizado).
A velocidades altas, superiores a los 7,5 m/s
el agua se encuentra atomizada en toda la
superficie interna de la línea de gas por lo
que en general y dependiendo del
contenido de agua, ocurre un ataque
general de moderada intensidad.
Los patrones de flujo son las distintas
configuraciones que forman dos o más fases al fluir
juntas por un conducto. Estos han sido estudiados
tanto teórica como experimentalmente con el
objeto de explicar sus ventajas y desventajas en el
transporte de crudos.
En este caso los
patrones de flujo se
correlacionan
empíricamente como
funciones de las
velocidades de flujo y
las propiedades del
mismo (viscosidad,
densidad, tensión
superficial).
En este tipo de flujo las burbujas de gas se
encuentran dispersas en el líquido, ocurren
velocidades superficiales de 1,5 a 4,5 m/s y las
velocidades superficiales del gas van de 0,3 a 3
m/s
Flujo de Burbujas o Espuma
En este tipo de flujo se registran tapones alternos
de líquido y gas que se desplazan a lo largo de la
parte superior de la tubería, ocurre a velocidades
superficiales inferiores a 0,6 m/s y velocidades
superficiales del gas menores de 0,9 m/s.
Flujo en forma de Tapón
En este modelo, el líquido fluye a lo largo de la
base de la tubería y el gas lo hace sobre una
entrecara suave líquido-gas, se produce con
velocidades superficiales del líquido menores de
0,15 m/s y con velocidades superficiales de gases
que van más o menos de 0,6 a 3 m/s.
Flujo Estratificado
Este patrón es similar al estratificado, excepto que
la entrecara tiene ondas que se desplazan en la
dirección del flujo. Esto ocurre a velocidades
superficiales del líquido menores a 0,3 m/s y
velocidades del gas de 4,5 m/s aproximadamente.
Flujo Ondular
El patrón de flujo Slug se caracteriza por largas
burbujas, con diferentes tamaños y velocidades
(denominadas burbujas de Taylor), elevándose de
manera fortuita a través de un fluido líquido, el cual
es subdividido en compartimientos de longitudes
inconstantes.
Flujo Slug
En este patrón, el líquido fluye como una película en
torno a la pared interna de la tubería y el gas fluye
como si fuera el núcleo. Además existe una porción
del líquido que es arrastrada en forma de rocío por el
núcleo central de gas. Este tipo de flujo se presenta
para velocidades superficiales del gas, mayores a 6
m/s aproximadamente.
Flujo Anular
En este modelo, casi todo el líquido es arrastrado
por el gas en forma de gotas finisimas, ocurre
probablemente a velocidades superficiales de
gas, mayores de 60 m/s.
Rocío o Flujo Disperso
Diagrama para Sistema Bifásico Gas/Agua
Patrón de Flujo Ubicación del agua libre Turbulencia del Agua
Tipo de Corrosión
Bifásico Gas/Agua
Flujo Estratificado Inferior Estancada a Laminar
Corrosión bajo depósitos
Picadura del AISI
Flujo Slug Mayormente inferior, mezcla
Muy turbulenta Corrosión inducida por Flujo
Flujo Anular Circunferencial Turbulenta Corrosión inducida por Flujo
Bifásico Hidrocarburo/Agua
Flujo Segregado Inferior Estancada a Laminar
Corrosión bajo depósitos
Picadura del AISI
Flujo Mezclado Mayormente inferior, mezcla
Laminar a Turbulenta
Corrosión bajo depósitos
Flujo Disperso Mezcla Turbulenta Corrosión inducida por Flujo
Trifásico Gas/Hidrocarburo/Agua
Flujo Estratificado Inferior, separado Estancada a Laminar
Corrosión bajo depósitos
Picadura del AISI
Flujo Slug Mayormente inferior, mezcla
Muy turbulenta Corrosión inducida por Flujo
Flujo Anular Circunferencial Posiblemente Turbulento
Corrosión inducida por Flujo
PATRONES DE FLUJO EN TUBERÍAS VERTICALES
Efectos del Patrón de Flujo
Los daños por corrosión se presentan donde los patrones de flujo
son interrumpidos o modificados, pues se rompe el equilibrio
hidrodinámico del fluido, incrementando la velocidad de
corrosión en zonas cercanas a la perturbación:
Soldaduras.
Cambios de diámetro.
Picaduras ya existentes.
Placas orificios.
T, codos, U, etc.
CORROSIÓN Y PATRONES DE FLUJO
Los problemas de corrosión que
generalmente se presentan son:
Corrosión por Picaduras
Corrosión Generalizada
Minimizar la turbulencia.
Utilizar aleaciones resistentes a la
corrosión.
Modificar el fluido.
Minimizar las perturbaciones del flujo.
Modificar regímenes de flujo.
Métodos para disminuir los efectos de
los patrones de flujo
MUCHAS GRACIAS
POR SU ATENCIÓN…
