UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS CONTROL ANTICORROSIVO EN TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN DE UN POZO PRODUCTOR DE CRUDO DEL CAMPO CONONACO TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS. ALEXANDRA GUEVARA FREIRE DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS Quito, mayo 2013
Transcript of UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
CONTROL ANTICORROSIVO EN TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN
DE UN POZO PRODUCTOR DE CRUDO DEL CAMPO
CONONACO
TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS.
ALEXANDRA GUEVARA FREIRE
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS
Quito, mayo 2013
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2013
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo ALEXANDRA DEL ROCÍO GUEVARA FREIRE, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
______________________________________
ALEXANDRA DEL ROCIÓ GUEVARA FREIRE
C.I.1804204095
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “CONTROL
ANTICORROSIVO EN TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN DE UN POZO
PRODUCTOR DE CRUDO DEL CAMPO CONONACO”, que, para aspirar al
título de TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS fue desarrollado por ALEXANDRA
GUEVARA, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la
Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de
Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
___________________
ING: FAUSTO RAMOS
DIRECTOR DEL TRABAJO
C.I. 1705134102
AGRADECIMIENTO
A Dios por darme la vida y rodearme de personas maravillosas, además de
haberme permitido vivir con fortaleza, salud y finalizar esta etapa de mi vida. A
mis padres con todo el cariño y amor por su apoyo incondicional en todos los
buenos y malos momentos. A la Universidad, en donde aprendí muchos
principios éticos así como conocimientos que me servirán tanto para mi vida
profesional como para mi convivir cotidiano. A todas las personas que
estuvieron a mi lado para apoyarme en todos los momentos. A mis profesores
por brindarme día a día cada una de sus enseñanzas y experiencias. A mi
director de tesis por apoyarme para terminar este trabajo, además de ser mi
consejero.
DEDICATORIA
Dedico esta tesis en primer lugar a Dios, por ayudarme con su poder divino y
su bendición a lograrlo. A mis padres, quienes me brindaron su apoyo
incondicional en los momentos más difíciles. A toda mi familia por su cariño y
amor en todo momento.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN xiii
ABSTRACT xiv
1. INTRODUCCIÓN 1
1.2 OBJETIVOS 2
1.2.1 OBJETIVO GENERAL 2
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 2
2. MARCO TEÓRICO 6
2.1 CORROSIÓN 6
2.1.1 DEFINICIÓN 6
2.2 CELDA DE CORROSIÓN. 7
2.3 CAUSAS PRINCIPALES DE LA CORROSIÓN 11
2.3.1 COMPOSICIÓN FÍSICO-QUÍMICA DEL AGUA. 11
2.3.2 CONCENTRACIÓN DE GASES DISUELTOS EN EL AGUA. 12
2.3.2.1 COMPOSICIÓN FÍSICO - QUÍMICA DEL PETRÓLEO. 19
2.3.3 METALURGIA DEL ACERO. 33
2.3.4 FACTORES Y VARIABLES FÍSICAS QUE INFLUYEN EN EL
PROCESO DE CORROSIÓN. 34
2.4 ASPECTOS GENERALES DE LA CORROSIÓN 37
ii
2.5 TIPOS DE CORROSIÓN 38
2.5.1 CORROSIÓN LOCALIZADA 41
2.5.1.1 CELDAS DE CONCENTRACIÓN. 42
2.5.1.2 CORROSIÓN POR UNIÓN BI-METÁLICA Ó CORROSIÓN
. GALVÁNICA. 43
2.5.1.3 EROSIÓN-CORROSIÓN. 46
2.5.1.4 CAVITACIÓN 46
2.5.1.5 CORROSIÓN INTERGRANULAR 47
2.5.1.6 FALLAS CAUSADAS POR HIDRÓGENO 48
2.5.1.7 CORROSIÓN CAUSADA POR FATIGA 51
2.5.2 CORROSIÓN UNIFORME. 52
2.5.3 CORROSIÓN BAJO TENSIÓN 53
2.5.4 CONTROL DE LA CORROSIÓN MEDIDAS PREVENTIVAS 54
2.6 ÍNDICE DE SATURACIÓN DE LANGELIER 55
2.6.1 ÍNDICE DE ESTABILIDAD DE RYZNAR (RSI) 58
2.6.2 ÍNDICE DE PUCKORIUS 59
2.6.3 ÍNDICE DE LARSON – SKOLD 60
2.7 APLICACIÓN DE AMINAS FÍLMICAS. 61
3. METODOLOGÍA 61
3.1 UBICACIÓN DEL CAMPO CONONACO 61
3.2 YACIMIENTOS PRODUCTORES 63
iii
3.3 GEOLOGÍA DEL CAMPO CONONACO 63
3.3.1 FORMACIÓN HOLLÍN (APTIANO- ALBIANO INFERIOR) 67
3.3.2 FORMACIÓN NAPO INFERIOR (ALBIANO SUPERIOR
CENOMANIANO SUP.) 69
3.3.3 FORMACIÓN NAPO SUPERIOR (CONIACIANO INF.
CAMPANIANO MEDIO) 71
3.3.4 MÉTODOS DE APLICACIÓN DE LOS INHIBIDORES DE
CORROSIÓN 74
3.5 EFECTOS DE FLUJOS MULTIFÁSICOS SOBRE LA CORROSIÓN. 78
3.5.1 Velocidad Superficial 79
3.5.2 VELOCIDAD LÍMITE 81
3.6 TRATAMIENTO QUÍMICO DE LA CORROSIÓN 82
3.6.1 CLASIFICACIÓN DE LOS INHIBIDORES DE CORROSIÓN 83
3.6.2 APLICACIÓN DE LOS INHIBIDORES DE CORROSIÓN 85
3.6.3 BIOCIDAS 86
3.7 INCRUSTACIÓN 88
3.7.1 TIPOS DE INCRUSTACIÓN 88
3.7.2 FACTORES QUE INCIDEN EN LA FORMACIÓN DE
INCRUSTACIONES 89
3.7.2.1 CONCENTRACIÓN IÓNICA 89
3.7.2.2 CAÍDAS DE PRESIÓN 89
3.7.2.3 CAMBIOS DE TEMPERATURA 90
iv
3.7.2.4 PH 90
3.7.3 MEZCLA DE DOS O MÁS AGUAS INCOMPATIBLES 90
3.7.3.1 TURBULENCIAS 91
3.7.3.2 TRATAMIENTO QUÍMICO PARA LA INCRUSTACIÓN 91
3.7.3.3 MECANISMOS DE LOS INHIBIDORES DE
. INCRUSTACIÓN 91
3.7.3.4 TIPOS DE INHIBIDORES DE INCRUSTACIÓN 93
3.7.4 USO DE INHIBIDORES DE CORROSIÓN. 94
4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 98
4.1 TÉCNICAS PARA LA MEDICIÓN DE CORROSIÓN 98
4.2 TÉCNICAS DE MONITOREO DE CORROSIÓN 100
4.3 MONITOREO DE LA CORROSIÓN 100
4.3.1 MÉTODOS INDIRECTOS 101
4.3.1.1 CUPONES DE CORROSIÓN. 101
4.3 APLICACIONES DE LAS TÉCNICAS DE MONITOREO DE
CORROSIÓN. 114
4.4 DISEÑO PARA EL CONTROL ANTICORROSIVO EN TUBERÍAS
DE REVESTIMIENTO DE POZOS. 115
4.4.1 MÉTODO DE PROTECCIÓN CATÓDICA. 115
4.4.2 PROTECCIÓN CATÓDICA CON ÁNODOS DE SACRIFICIO. 116
4.5 PROTECCIÓN CATÓDICA POR CORRIENTE IMPRESA 117
v
4.6 TÉCNICAS DE MONITOREO DE CORROSIÓN INTERNA 119
4.6.1 TIPOS DE TÉCNICAS DE MONITOREO 120
4.7 CRITERIO PARA SELECCIONAR TÉCNICAS DE MONITOREO. 129
4.7.1 EFECTOS DE LA TEMPERATURA 131
4.8 DETERMINACIÓN DE RESISTIVIDADES (TIERRA) CON EL
EQUIPO DE MEDICIÓN VIDRIO-GROUND. 132
4.8.1 DETERMINACIÓN DE POTENCIALES 133
4.8.2 SELECCIÓN Y EVALUACIÓN DE INHIBIDORES. 134
4.8.3 CÁLCULOS 136
4.8.3.1 CALCULO 1 DOSIFICACIÓN DE UN INHIBIDOR 136
4.8.3.2 APLICACIÓN DE COBERTURAS EN TUBERÍAS. 137
4.8.3.3 APLICACIÓN DE PINTURAS ANTICORROSIVAS: 138
4.9 SISTEMAS COMPUTARIZADOS 138
4.9.1 CENTINELA 138
4.9.1.1 SCALECORR 139
4.9.1.2 BPCASSANDRA. 139
4.9.1.3 PREDICCIÓN BÁSICA DE VELOCIDAD DE CORROSIÓN 139
4.9.1.4 PREDICCIÓN DE LA VELOCIDAD DE CORROSIÓN
. CONSIDERANDO FLUJO SENSIBLE 140
4.10 IDENTIFICACIÓN DE LOS POZOS QUE HAN EXPERIMENTADO
CAMBIOS DE ARENA Y PRESENTAN PROBABILIDADES DE
TENDENCIAS CORROSIVAS E INCRUSTANTES 140
vi
4.10.1 CAMBIOS DE ARENA 140
4.10.2 DETERMINAR POZOS QUE TIENEN ARENAS CON
TENDENCIAS CORROSIVAS Y/O INCRUSTANTES 140
4.10.3 TENER EL HISTORIAL DE FALLAS EN LÍNEAS DE
TRANSFERENCIA 141
4.10.4 POZOS PRODUCTORES ACTIVOS 141
4.10.5 CORTE DE AGUA Y CRUDO PRODUCIDO 141
4.11 MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL 141
4.11.1 MEDICIÓN DE LAS VARIABLES OPERACIONALES Y
BÚSQUEDA DE LOS PARÁMETROS OPERATIVOS ASOCIADOS
A LA COMPLETACIÓN DE LOS POZOS 142
4.11.1.1 MEDICIÓN DE LAS VARIABLES OPERACIONALES 142
4.11.2 PARÁMETROS OPERATIVOS ASOCIADOS A LA
COMPLETACIÓN DE LOS POZOS 143
4.12. CARACTERIZACIÓN DE LAS PROPIEDADES FISICOQUÍMICAS
DEL AGUA DE PRODUCCIÓN MANEJADA POR LOS POZOS Y
LÍNEAS DE TRANSPORTE DE FLUIDO. 143
4.12.1 DETERMINACIÓN DE LA DUREZA 145
4.12.1.1 DUREZA TOTAL. 145
4.12.1.2 DUREZA CÁLCICA 146
4.12.1.3 DUREZA MAGNÉSICA 147
4.12.1.4 DETERMINACIÓN DE CLORUROS 147
vii
4.12.1.5 DETERMINACIÓN DE ALCALINIDAD 149
4.12.1.6 DETERMINACIÓN DE SULFATOS (NORMA ASTM
. D 516-07) 150
4.13 CARACTERIZACIÓN DE LAS PROPIEDADES FISICOQUÍMICAS
DEL AGUA DE PRODUCCIÓN MANEJADA POR LOS POZOS Y
LÍNEAS DE TRANSPORTE DE FLUIDO. 151
4.13.1 PROBLEMAS QUE PUEDE CAUSAR EL NO TRATAMIENTO
DE LAS AGUAS DE FORMACIÓN. 157
4.13.2 INDICADORES DE CONTAMINACIÓNORGÁNICA 162
4.13.2.1 DEMANDA QUÍMICA DE OXÍGENO – DQO 162
4.13.2.2 NITRÓGENO TOTAL, COMPUESTOS DEL
. NITRÓGENO 163
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 166
5.1 CONCLUSIONES: 166
5.2 RECOMENDACIONES. 167
GLOSARIO 168
BIBLIOGRAFÍA 170
viii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Celda de corrosión 9
Figura 2.2 Corrosión del Acero 10
Figura 2.3 Corrosión por O2 13
Figura 2.4 Corrosión por CO2 acelerada por el oxigeno 14
Figura 2.5 Corrosión por CO2 16
Figura 2.6 Corrosión por H2S 19
Figura 2.7 Bacteria 23
Figura 2.8 Bacterias reductoras de sulfato 26
Figura 2.9 Tipos de Corrosión 40
Figura 2.10 Formas de corrosión 53
Figura 3.1 Ubicación del Campo Cononaco 62
Figura 3.2 Campo Cononaco: Mapa Estructural 65
Figura 3.3 Estratigrafía 66
Figura 3.4 Mapa de ubicación de pozos del Campo Cononaco 73
Figura 3.5 Aplicación de Inhibidores de Corrosión 76
Figura 3.6 Sistema de Inyección de Inhibidores 76
Figura 3.7 Muestra de un diagrama de un tratamiento forzamiento 77
Figura 3.8 Tanque anticorrosivo 83
Figura 3.9 Tanque de Biocidas 87
Figura 3.10 Tanque conteniendo químico antiscala 94
Figura 3.11 Tanque conteniendo químico inhibidor de corrosión 95
Figura 4.1 Cupones de corrosión 101
Figura 4.2 Porta cupones 102
Figura 4.3 Evaluación de cupones 104
Figura 4.4 Instrumento de polarización lineal 105
Figura 4.5 Sonda Galvánica 106
Figura 4.6 Probeta de resistencia a la polarización 108
Figura 4.7 Probeta MICROCOR a la polarización 108
ix
Figura 4.8 QUICKSAND 109
Figura 4.9 Software French Creck 110
Figura 4.10 Probeta de Resistencia Eléctrica 111
Figura 4.11 Probeta galvánica 112
Figura 4.12 Probeta de Hidrógeno 113
Figura 4.13 Ruido Electroquímico 114
Figura 4.14 Esquema de protección catódica con corriente impresa de
una tubería enterrada 117
Figura 4.15 Sistema de protección catódica con ánodos de sacrificio 118
Figura 4.16 Ejemplo de un cupón y portacupón de corrosión 123
Figura 4.17 Posición de los cupones con respecto a la dirección del flujo.
Para que el cupón una vez instalado simule las condiciones
de las paredes de la tubería 127
Figura 4.18 Equipo de Medición Vidrio Ground 133
Figura 4.19 Medición de los gases H2S y Co2 utizando el Dragger 142
Figura 4.20 Toma de muestras en la tubería de producción (A. Cabezal de
pozo y B. Quill en la llegada al múltiple). 144
Figura 4.21 Análisis físico químico de las aguas de formación 153
x
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1 Composición y Porcentaje molar de una Mezcla de Gas Natural 32
Tabla 2.2 Tipos de Corrosión 41
Tabla 2.3 Serie Galvánica Práctica 45
Tabla 2.4 Índice de Ryznar 58
Tabla 3.1 Coordenadas del Campo Cononaco 61
Tabla 3.2 Parámetros petrofísicos de la zona hollín. 71
Tabla 3.3 Reporte de producción del campo Cononaco 72
Tabla 3.4 Tipos de deposiciones inorgánicas de acuerdo a su solubilidad en
algunos compuestos 88
Tabla 3.5 Continuación. Tipos de deposiciones inorgánicas de acuerdo a su
solubilidad en algunos compuestos 89
Tabla 4.1 Comparación de MPY con equivalentes de velocidad en unidades
métricas 104
xi
ÍNDICE DE ECUACIONES
Ecuación 2.1: Corrosión 6
Ecuación 2.2: Óxido de Hierro 6
Ecuación 2.3: Reacción – Oxidación 8
Ecuación 2.4: Reacción Catódica 8
Ecuación 2.5 concentración de gases disueltos en el agua 13
Ecuación 2.6: Dióxido de carbón 15
Ecuación 2.7: Acido Carbónico 15
Ecuación 2.8: Presión parcial CO2 16
Ecuación 2.9: Ácido Sulfhídrico 18
Ecuación 2.10: Índice de Langelier 56
Ecuación 2.11: Índice de Langelier saturado 57
Ecuación 2.12: Índice de Ryznar 59
Ecuación 2.13: Índice de Larson- Skold 60
Ecuación 3.1: Velocidad superficial del gas 79
Ecuación 3.2: Velocidad superficial del líquido 80
Ecuación 3.3: Velocidad superficial de la mezcla 80
Ecuación 3.4: Velocidad límite 81
Ecuación 3.5: Densidad promedio de la mezcla gas/líquido 81
Ecuación 4.1: Velocidad de la corrosión con uso de cupones 102
Ecuación 4.2: Corrosión localizada 103
Ecuación 4.3: Evaluación de la corrosión en los cupones 103
xii
Ecuación 4.4: Perdida de espesor promedio de la velocidad de corrosión 121
Ecuación 4.5: Velocidad de corrosión 122
Ecuación 4.6: Ecuación para calcular la velocidad de corrosión general
en un cupón 123
Ecuación 4.7: Tiempo de exposición de los cupones 125
Ecuación 4.8: La resistividad (Ohms * Cm) 132
Ecuación 4.9: Calidad de inhibidor requerido 136
Ecuación 4.10: Eficiencia del inhibidor 136
Ecuación 4.11: Dureza total 145
Ecuación 4.12: Dureza cálcaica 146
Ecuación 4.13: Dureza magnésica se determina mediante la aplicación
de una ecuación 147
Ecuación 4.14: Determinación de cloruros 148
Ecuación 4.15: Alcalinidad total 149
Ecuación 4.16: Cálculo de los ppm de sulfatos empleados 151
Ecuación 4.17: Cálculo del índice de Largerlier 154
xiii
RESUMEN
El siguiente trabajo de graduación tiene como objetivo principal investigar los
procedimientos aplicados en campo para el control de la corrosión y de la
escala en equipo de sub-superficie y superficie de pozos productores de
petróleo o crudo, así recomendar otro procedimientos para controlar corrosión y
escala con el objetivo de mantener la vida útil de los equipos, evitar daños que
puedan provocar impactos ambientas y económicos, para disminuir trabajos de
reacondicionamiento (Workover), preservar los pozos productores .
En el CAPÍTULO I se define los objetivos, justificación del tema y los métodos
de investigación que se van a aplicar en este trabajo.
En el CAPÍTULO II se realiza un análisis teórico y definición acerca de la
corrosión, su origen, variables físicas que influyen en este fenómeno, así como
de los tipos de corrosión especialmente en el área petrolera.
En el CAPÍTULO III se realiza una descripción acerca de cada método para el
control de la corrosión y escala (incrustaciones, deposiciones), así como de la
tecnología operada para estos procedimientos, a fin de evaluar el alcance de
cada uno de estos.
En el CAPÍTULO IV se hace un análisis descriptivo sobre los sistemas de
protección para el control y monitoreo de la corrosión y escala manejados en el
campo CONONACO.
En el CAPÍTULO V se determinan las conclusiones y recomendaciones de
acuerdo a los hallazgos obtenidos en el trabajo de campo y al estudio teórico.
Un equipo metálico correctamente protegido contra la corrosión puede cumplir
una vida útil de hasta 25 años, y sin una protección adecuada ésta vida útil
puede reducirse en meses.
xiv
ABSTRACT
The following graduate work has as main objective research field applied
procedures to control corrosion and scale in sub-surface equipment and surface
oil wells or oil producers as well as recommend other methods for controlling
corrosion and scale in order to maintain the life of the equipment, which may
cause damage to avoid impacts on Environmental and economic, to reduce
maintenance work (Workover) preserve the producing wells.
In Chapter I defines the objectives, justification of the subject and the research
methods to be applied in this work.
CHAPTER II In a theoretical analysis and definition about corrosion, its origin,
physical variables that influence this phenomenon, as well as corrosion rates
especially in the oil.
In Chapter III is a description about each method to control corrosion and scale
(scaling, depositions) and operated technology for these procedures in order to
assess the extent of each of these.
In Chapter IV is a descriptive analysis of protection systems for the control and
monitoring of corrosion and scale Cononaco handled in the field.
CHAPTER V In determining the conclusions and recommendations based on
findings from fieldwork and theoretical study.
Metal equipment properly protected against corrosion can play a useful life of up
to 25 years without adequate protection this life may be shortened in months.
INTRODUCCIÓN
1
1. INTRODUCCIÓN
El Campo Cononaco fue descubierto por la compañía Texaco Gulf con la
perforación del pozo exploratorio Cononaco-01 la cual inicio el 26 de Octubre de
1972 y culmino el 14 de diciembre del mismo año, se alcanzó una profundidad
de 11233 pies hasta la formación Chapiza, obteniéndose una producción
natural de 1341BPPD de 34° API.
El campo Cononaco tiene petróleo original en sitio (POES) de un total
2.100´000bls.
Los efectos de la corrosión sobre instalaciones y equipos producen anualmente
pérdidas que llegan a cifras muy importantes.
Además de reducir la vida útil de los mismos, lo cual conlleva a desastres
ecológicos como rupturas de tubing y casing y daños en equipo de superficie y
sub superficie.
Para cumplir esta tarea, es indispensable conocer los factores de influencia y
efectos de la corrosión, así como los sistemas que pueden evitar este
fenómeno, tanto en las instalaciones dentro y fuera de los pozos como en los
equipos utilizados.
Por lo tanto, el siguiente trabajo surge de la necesidad de realizar un análisis
descriptivo acerca del sistema de protección anticorrosiva del pozo del Campo
Cononaco.
Contacto de sustancias corrosivas en tuberías de producción de un pozo
productor “agua de formación, azufre, CO2, H2S, bacterias y aditivos
químicos.” Las causas de la corrosión en las tuberías casing y tubing de pozos
2
en producción, son diferentes de pozo ha pozo y de campo a campo, dependen
de la composición química y características físico- químicas de los fluidos
(crudo, agua de formación, gas asociado), de las condiciones de producción y
flujo (presión, temperatura, caudal), las que en conjunto inciden en la mayor o
menor velocidad de corrosión de los metales. En razón de que cada pozo tiene
características únicas, los tratamientos para el control de la corrosión también
son específicos para cada uno.
Antes de iniciar un tratamiento se debe conocer y evaluar todas las condiciones
ya mencionadas para aplicar el adecuado.
Se justifica el estudio para: mantener la vida útil de la tubería y por tanto la
producción del pozo. Conocimiento en base a estadísticas y estudios teóricos.
La acción que ejerce la presencia de substancias corrosivas frente a la
estructura, química, física del material. La viabilidad técnica es garantizar la
vida útil de las tuberías y el costo beneficio de los tratamientos anticorrosivos
aplicados al casing y tubing y equipos de sub-superficie superficie (cabezal).
1.2 OBJETIVOS
1.2.1 OBJETIVO GENERAL
Analizar los factores que intervienen en la corrosión de la tubería de un
pozo productor de crudo y su grado de afectación para determinar el
tratamiento de control anticorrosivo adecuado.
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analizar los componentes del fluido que sale del pozo y cuáles de ellos
causan corrosión.
3
Determinar el grado de afectación de cada elemento corrosivo.
Analizar los métodos que se aplican en campo para el control
anticorrosivo.
Se realizará una descripción de los métodos y técnicas que se emplearán a
continuación.
Para la elaboración de este trabajo se emplearán: el método analítico, ya que
se llevará a cabo un análisis acerca de distintos sistemas de protección
anticorrosiva para una posible aplicación, también se ocupara el método
deductivo ya que mediante una evaluación se podrá seleccionar el equipo
adecuado para reducir los costos de mantenimiento del material.
Método Deductivo: Este método servirá para identificar los problemas
causados por un inadecuado mantenimiento de tubería de producción.
Método Inductivo: Este método servirá para identificar los problemas
ocasionados por los componentes (petróleo, agua, gas) que contiene el fluido al
momento de la producción.
Método de campo: Este método servirá para obtener datos de los pozos del
campo, los cuales pueden ser mediante fotos, datos reales, entrevistas y
reportes.
Observación indirecta.- Esta técnica se empleará para explorar y analizar la
corrosión como fenómeno, los factores que influyen, sus efectos además de su
clasificación.
4
Observación de Campo.- Esta técnica se empleará para observar el daño físico
que pudiera causar la corrosión en el oleoducto, además del diseño y estructura
de materiales para prevenirla.
La Presencia de substancias corrosivas en los fluidos provenientes de los
yacimientos provocan daños en las tuberías y equipos que llega al paro de
producción y ha disminuir la vida útil hasta un 90%, por tanto es indispensable
estudiar las causas de la corrosión para aplicar medidas de control.
Si no se caracteriza los fluidos a producirse no se puede determinar las causas
de la corrosión y tampoco formular un tratamiento adecuado para su control.
Si se realiza un adecuado estudio de los parámetros que influyen de manera
negativa en la producción de crudo se podrá controlar la corrosión.
Si se conocen las distintas formas de corrosión que pueden presentarse en un
metal se podrá tomar medidas preventivas contra la misma.
Las variables a ser consideradas son:
La investigación de los parámetros que influyen en el fenómeno
de corrosión.
La definición de los inhibidores de corrosión, así como de
protección catódica por corriente impresa.
Las diferentes maneras en las que puede presentar la corrosión
en un metal.
5
Se determinan las causas de la corrosión, así como de posibles
soluciones para evitarlo.
Evidente descripción de un sistema anticorrosivo y evaluar
mediante su aplicación.
Se determinan medidas preventivas a fin de evitar daño por
corrosión en el casing y tubing.
Condiciones operativas del pozo del campo y especificaciones de
los productos extraídos.
Correctivos y preventivos empleados para problemas de
corrosión.
MARCO TEÓRICO
6
2. MARCO TEÓRICO
2.1 CORROSIÓN
2.1.1 DEFINICIÓN
La corrosión es definida como la destrucción de un cuerpo sólido causada por
un ataque no provocado, de naturaleza química o electroquímica que se inicia
en la superficie.
En la industria petrolera podemos ser más específicos y decir que la corrosión
es la destrucción del metal por reacción química o electroquímica con un
ambiente determinado. Es decir que:
Ecuación 2.1: Corrosión
𝑀𝐴𝑇𝐸𝑅𝐼𝐴𝐿 + 𝑀𝐸𝐷𝐼𝑂 = 𝑃𝑅𝑂𝐷𝑈𝐶𝑇𝑂 𝐷𝐸 𝐶𝑂𝑅𝑅𝑂𝑆𝐼Ó𝑁 + 𝐸𝑁𝐸𝑅𝐺Í𝐴 [2.1]
Como sabemos muchos metales se encuentran naturalmente en la forma de
óxidos o sales, causando la alteración o destrucción de la mayor parte de los
metales. Por ejemplo el hierro se encuentra en su forma natural como óxido rojo
(hematita), con la fórmula Fe2O.
Ecuación 2.2: Óxido de Hierro
H2S + Fe + H2O ⟶ FeSx + 2H [2.2]
𝑆𝑢𝑙𝑓𝑢𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝐻𝑖𝑑𝑟ó𝑔𝑒𝑛𝑜 + 𝐻𝑖𝑒𝑟𝑟𝑜 + 𝐴𝑔𝑢𝑎 ⟶ 𝑆𝑢𝑙𝑓𝑢𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝐻𝑖𝑒𝑟𝑟𝑜 + 𝐻𝑖𝑑𝑟ó𝑔𝑒𝑛𝑜
7
El H2S producido por esta reacción generalmente se adhiere a la superficie del
acero como un polvito negro o incrustación. La incrustación tiende a causar
una aceleración local de la corrosión debido a que el sulfuro de hierro es
catódico con respecto al acero. Esta reacción da como resultado picaduras
profundas.
En la industria petrolera para evaluar la posibilidad de existencia de este tipo de
corrosión y seleccionar los materiales adecuados para servicio en ambientes
ácidos es la norma NACE MR-0175.
Otra definición explica que la corrosión es el proceso de regreso del metal a su
estado natural. Como sabemos muchos metales se encuentran naturalmente en
la forma de óxidos o sales.
En el petróleo existen cuatro agentes fundamentales que producen la corrosión.
a) Los cloruros (CaCl2, MgCl2, NaCl).
b) Ácidos orgánicos (nafténicos, alifáticos, etc.).
c) El agua.
d) Los compuestos de azufre (H2S, RSH, tiofeno).
2.2 CELDA DE CORROSIÓN.
Celda electroquímica formada entre distintas porciones de metal en una
estructura, que resulta en la transformación de una de las porciones de metal
del estado metálico al iónico. Para que el proceso de corrosión se active, se
requiere la existencia de un circuito eléctrico el cual está formado por 4
elementos, considerados indispensables en un proceso de corrosión: La figura
2.1 muestra la Celda de Corrosión.
8
a) Anodo.- Es la porción de la superficie del metal que se corroe. Es decir,
es el punto en el cual el metal se disuelve o entra en solución. Cuando el
metal metal se disuelve, los átomos que lo constituyen pierden
electrones y van en la solución como un ión y la ecuacion es la
siguiente.
Ecuación 2.3: Reacción – Oxidación
Fe ⟶Fe++ +2e- [2.3]
La pérdida de electrones (con carga negativa) convierte al metal en un
ión con cargas positivas. La pérdida de electrones se denomina
oxidación.
b) Cátodo.- Es la porción de la superficie del metal que no se disuelve,
pero donde ocurren otras reacciones químicas originadas en el proceso
de corrosió. También, al igual que en el ánodo, allí se lleva acabo otra
reacción electroquímica necesaria para que el proceso de corrosión
prosiga.
Los electrones producidos en el ánodo, se trasladan a través del metal
hacía el cátodo donde son consumidos por reacción con un agente
oxidante presente en el agua:
Ecuación 2.4: Reacción Catódica
2H+ + 2e- H2 [2.4]
9
Si el oxígeno está presente pueden ocurrir las siguientes reacciones:
O2+ 4H+ + 4e- 2H2O (En aguas ácidas)
O2 + 2H2O + 4e- 4(OH)- (En aguas alcalinas)
Figura 2.1 Celda de corrosión
(Ramos, 2010)
10
Figura 2.2 Corrosión del Acero
(Ramos, 2010)
En resumen la reacción química en el ánodo produce electrones y la reacción
química en el cátodo consume éstos electrones. Los electrones viajan a través
del metal, desde el ánodo al cátodo, a través de un puente metálico que
representa el tercer elemento del circuito eléctrico.
c) Puente metálico.-Es el puente de circulación de electrones. Los
electrones viajan del ánodo al cátodo la corriente eléctrica generada lo
hace en sentido inverso.
d) El electrolito.-Líquido que debe estar en contacto, tanto con el ánodo
como con el cátodo, y que provee el medio a través del cual los iones
metálicos abandonan la superficie del ánodo y provee los elementos o
moléculas que participan químicamente en la reacción catódica. En el
ánodo experimenta una reacción anódica, la cual es una reacción por
oxidación mediante la cual se ionizan los átomos metálicos. Los iones
11
ingresan o se disuelven, generalmente en la solución electrolítica,
mientras que los electrones fluyen a través del contacto eléctrico hacia el
ánodo donde participan en alguna reacción catódica. En el cátodo
presenta una reacción catódica siendo ésta una reacción de reducción
en la que se forma un producto secundario en forma de gas, sólido o
líquido.
El sistema formado por los cuatro elementos se denomina una celda
electroquímica o celda de corrosión.
2.3 CAUSAS PRINCIPALES DE LA CORROSIÓN
Las reacciones de corrosión en un metal obedecen a las siguientes grandes
causas.
2.3.1 COMPOSICIÓN FÍSICO-QUÍMICA DEL AGUA.
Dos factores son importantes cuando consideramos las características del agua
y cómo ellas afectan el proceso de corrosión.
a) Conductividad.- Es la capacidad del agua para transportar la
electricidad y que depende de la concentración de sales disueltas en ella.
A mayor Cantidad de sales disueltas, mayor capacidad para transportar
rápidamente la corriente.
b) Concentración de gases disueltos o agentes oxidantes.- Los cuales
son la causa principal de corrosión en un sistema.
En los campos petroleros, los principales agentes son el oxígeno y gases que
12
generan acidez: Dióxido de carbono (CO2) que genera ácido carbónico (H2CO3)
y ácido sulfhídrico (H2S), que se disuelve y disocia en el agua. Ambos tienen la
facultad de atacar directamente al acero para formar carbonato de hierro y
sulfuro de hierro.
Es importante indicar que para que exista un proceso de corrosión, ambos
factores deben estar involucrados.
El efecto perjudicial de la conductividad es sólo su capacidad de transportar
iones o corriente eléctrica acelerando el proceso de corrosión. Aguas con baja
conductividad y alta concentración de gases disueltos generarán alta corrosión
en el sistema.
2.3.2 CONCENTRACIÓN DE GASES DISUELTOS EN EL AGUA.
Es directamente influenciada por la concentración de gases oxidantes,
especialmente el H2S y CO2 puede medirse por determinación del pH del agua,
el cual se describe en los análisis básicos del agua.
Oxígeno Disuelto
Necesario para que haya corrosión (medios alcalinos y neutros).
Mayor Agitación (aumenta la velocidad de corrosión).
Diferente facilidad de acceso a diferentes puntos de la superficie
(corrosión por aireación diferencial).
El oxígeno es un agente oxidante más agresivo, ya que puede causar gran
corrosión a concentraciones muy bajas: < 1.0 ppm. La figura 2.3 muestra
13
corrosión por O2. Si cualquiera o ambos de los otros dos agentes CO2 y H2S
están presentes, el oxígeno aumentará su grado de agresividad. El grado de
corrosión dependerá sólo de la velocidad de difusión del oxígeno hacía el
cátodo. El mecanismo de acción es el siguiente:
Ecuación concentración de gases disueltos en el agua 2.5
Fe+2 + 2e-⟶O2+ 2H2O+4e- 4(OH)- [2.5]
Los productos de la reacción conllevan a la formación de hidróxido de hierro [Fe
(OH)3], el cual al acumularse en la superficie del metal, forma una barrera que
puede frenar el proceso de corrosión (Efecto de pasivación).
Sin embargo si existe alta concentración de cloruros en el agua, (aguas de alta
salinidad conductividad), el hierro se re-disuelve como cloruro de hierro (FeCl3)
y la velocidad de corrosión aumentará.
Figura 2.3 Corrosión por O2
(Ramos, 2010)
14
Caracterizada por pits de amplia base, de bordes moderados y fondos
conteniendo depósitos de Fe2O3.
Figura 2.4 Corrosión por CO2 acelerada por el oxigeno
(Ramos, 2010)
La morfología es un promedio de ambos tipos de ataque pero la profundización
del pit es mucho más rápida y catastrófica.
El oxígeno causa diferentes modalidades o tipos de corrosión. La forma típica
de corrosión por oxígeno, es la picadura, con presencia de óxido o hidróxido de
Fe. También se forman celdas de corrosión por aeración diferencial, en áreas
donde existen diferentes concentraciones de oxígeno, en ese caso, el área de
menor concentración se transforma en un ánodo.
La presencia de oxígeno no es natural en campos de producción. Los pozos
petroleros no producen oxígeno. El oxígeno se introduce mayormente en el
equipo de superficie: tanques abiertos, sellos de bombas en mal estado y
sistemas que trabajan al vacío.
15
Dióxido de Carbón Disuelto
Está presente por disolución desde el aire y por ser producto de muchos
procesos químicos.
Disminuye el pH.
Forma incrustaciones sobre la superficie.
En disolución da lugar a H2CO3, que es moderadamente corrosivo. Sin
embargo el producto de la corrosión es FeCO3, que forma capas
protectoras sobre las superficies. Los medios con CO2 disuelto son
susceptibles de sufrir corrosión/erosión. La figura 2.4 muestra corrosión
por CO2 acelerada por el oxígeno.
El Dióxido de Carbón se disuelve en el agua para formar el ácido carbónico,
que reduce el pH del agua y aumenta la corrosión por ataque directo a las
superficies metálicas de los equipos. El mecanismo de acción es el
siguiente:
Ecuación 2.6: Dióxido de carbón
CO2 + H2O ⟶ H2CO3 [2.6]
Ecuación 2.7: Acido Carbónico
Fe + H2CO3 ⟶Fe2CO3 + H2 [2.7]
16
El tipo de corrosión causada por el ácido carbónico es de tipo picadura (muy
localizada) y se conoce como corrosión dulce.
Figura 2.5 Corrosión por CO2
(Pedraza, 2003)
Caracterizada por pits interconectados, con paredes escarpadas y bordes
aserrados. Fondos redondeados con presencia de precipitado blanco, gris o
negro que reacciona con HCL y sin olor.
La presión parcial del CO2 se puede utilizar para predecir el grado de
corrosividad de un determinado sistema. La figura 2.5 muestra corrosión por
CO2. Para ello necesitamos conocer la concentración de CO2 en el gas y la
presión total a la cual se encuentra un sistema determinado mediante la
siguiente ecuación:
Ecuación 2.8: Presión parcial CO2
𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙 𝐶𝑂2 = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑥 𝑓𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑚𝑜𝑙𝑎𝑟 𝐶𝑂2 [2.8]
17
Así, se han establecido las siguientes interrelaciones de predicción:
• Para un sistema con menos de 3 psi de presión parcial de CO2: No
Indica posibilidad de Corrosión
• Para un sistema entre 3 y 30 psi de presión parcial de CO2: Posibilidad
de Corrosión
• Para un sistema con más de 30 psi de presión parcial de CO2: Indica
Corrosión.
c) Ácido Sulfhídrico Disuelto
El ácido sulfhídrico (H2S), es un gas que se encuentra en áreas
determinadas, pero en mayor o menor concentración. El H2S se disuelve
fácilmente en el agua, en condiciones normales y actúa como un ácido
débil.
Si se tiene un campo que produce crudo, agua, CO2 y/o H2S la velocidad
de corrosión depende de muchos factores incluyendo la concentración
de CO2 y/o H2S en la fase gaseosa, la presión y temperatura del sistema,
la presencia de sólidos, las propiedades de la escama producto de la
corrosión, el comportamiento de la fase y la velocidad de flujo, el régimen
de flujo de dos fases, el pH del medio, las características del material y
las concentraciones de los varios iones inorgánicos en el agua de la
formación.
La severidad de la corrosión por CO2 y/o H2S en pozos y su impacto
económico sobre la producción de gas y petróleo ha motivado una
amplia investigación teórica y experimental (2,3). El modelo que se ha
18
desarrollado permite predecir la corrosión en las líneas de flujo de
campos de producción.
Igualmente, la corrosión causada por el H2S es del tipo de picadura
(altamente localizada) y se conoce generalmente como “corrosión agria”,
cuando la concentración del H2S en el gas es mayor de 10 ppm. Cuando
es menor de 5 ppm se denomina dulce.
Cuando en un sistema existen los dos gases: H2S y CO2, la corrosión es
más intensa y si se suma a esto la presencia de oxígeno, la velocidad de
corrosión aumenta a niveles dramáticos. El H2S también puede
generarse por actividad microbiológica, específicamente por una bacteria
denominada sulfato-reductora y que actúa convirtiendo el ión sulfato
(SO4), presente en aguas producidas, en ácido sulfhídrico.
Es importante determinar siempre el origen de la presencia de este gas a
fin de optar por el tratamiento más adecuado: control biológico o control
de corrosión por otros métodos. El mecanismo de la corrosión por ácido
sulfhídrico es complejo pasando por diferentes estados de oxidación
hasta la reacción final. La figura 2.6 muestra corrosión por H2S.
Ecuación 2.9: Ácido Sulfhídrico.
H2S + Fe + H2O ⟶FeS + H2 [2.9]
El sulfuro de hierro (FeS), producto de la corrosión por éste gas es un
polvo fino de color negro que se adhiere a la superficie metálica como
una capa fina. El problema es que el FeS es catódico con respecto al
acero, lo cual produce una corrosión muy localizada en la forma de una
19
picadura muy profunda. Otros problemas generados por la presencia de
H2S, son el ampollamiento por hidrógeno y la fractura del metal, casos
que discutiremos posteriormente.
Figura 2.6 Corrosión por H2S
(Petroleum Recovery Reseach, 2012)
Presencia de pits redondeados y pequeños, aislados y separados unos de otros
de fondos redondeados y paredes lisas. Generalmente presentas fisuras por
esfuerzo en el fondo y presencia de precipitado negro de fesque reacciona con
hcl con olor a huevos podridos.
2.3.2.1 COMPOSICIÓN FÍSICO - QUÍMICA DEL PETRÓLEO.
El petróleo es esencialmente una mezcla de hidrocarburos, pero contienen
pequeñas cantidades de oxígeno, azufre, nitrógeno, vanadio, níquel y cromo.
Los hidrocarburos en el petróleo son primordialmente parafinas, anillos
aromáticos, naftenos, resinas, resinas y asfáltenos. Cada uno es una familia
individual de moléculas de hidrocarburos que comparten una característica
20
estructural común, pero difieren en su tamaño (número de átomos de carbono)
o geometría. Las parafinas y los naftenos son clasificados como hidrocarburos
saturados debido a que ningún otro hidrogeno puede ser añadido sin quebrar
una unión de átomo de carbono, y los aromáticos son clasificados como
insaturados, debido a que pueden ser convertidos sus enlaces dobles a
enlaces sencillos mediante un hidrogeno.
También se debe tener claro que el petróleo contiene también bacterias
(microorganismos), arena, contenido de azufre, contenido de oxígeno y
contenido de metales.
Parafinas.-Son los compuestos que presentan la característica de conocer
solamente en laces sencillos. Tienen por formula general CnH2n+2 y este tipo
de compuesto puede presentarse en forma lineal o no lineal.
Naftenos.- Son aquellos que tienen algunos de sus átomos de carbono en
forma de anillo, en el crudo hay una gran variedad de tipos de naftenos, que
además contiene compuestos heterocíclicos que poseen N, S y O, pero que a
excepción de los de bajo peso molecular como los ciclohexanos y
ciclopentanos, generalmente no se clasifican como compuestos independientes.
Aromáticos.-Son hidrocarburos químicamente y físicamente muy diferentes a
los dos anteriores, esto se debe, a que en su estructura contiene una estructura
en forma de anillos como el benceno. El cual es un anillo insaturado pero muy
estable y frecuentemente se comporta como un compuesto saturado.
Contenido de azufre.- El contenido de azufre junto con la gravedad API son las
dos propiedades que tienen la mayor influencia en el valor del crudo. El
contenido de azufre es expresado en términos de peso y varía en un rango de
21
0.1 a 5%. Un crudo con un contenido de azufre mayor a 0.5% generalmente
requieren de un proceso más extensivo.
Petróleo que contiene azufre se le debe reducir por lo siguiente:
Si la cantidad de azufre es muy alta durante la desintegración catalítica,
puede llegar a producir dióxido de azufre durante la generación del
catalizador y este es liberado a la atmosfera como gas de combustión.
La reducción de azufre reduce la corrosión durante la refinación y manejo
y mejora el olor del producto.
La reducción de azufre reduce la corrosión durante la refinación y manejo
del producto.
Contenido de oxigeno.-El total de contenido de oxigeno es normalmente
menor al 2%, pero cuando es mayor tal vez se deba a que el petróleo a sufrir
una prolongada exposición a la atmósfera durante o después de la producción.
La cantidad de oxigeno va aumentando proporcionalmente con el punto de
ebullición del crudo.
Contenido de nitrógeno.-El daño que el nitrógeno produce en la refinería es
mucho mayor aun con una pequeña cantidad ya que este produce un severo
envenenamiento en los catalizadores, en la destilación catalítica es fuente de
formación de coque. También es necesaria para lograr una buena estabilidad
en los productos y evitar la emisión de óxidos de nitrógeno a la atmosfera. Está
presente normalmente con un rango entre 0.1-0.9%.
Contenido de Metales.-Los aceites crudos contienen casi todos los
compuestos metálicos de la tabla periódica.
22
El porcentaje de vanadio y níquel es muy alto comparando con los demás
metales, la presencia de estos pueden ocasionar corrosiones, desactivar
catalizadores proporcionando la formación de coque.
Asfáltenos.-Son estructuras con un gran sistema polinuclear central aromático
el cual presenta heteroátomos (C, N, O, S), y metales con vanadio, níquel y
cadenas de compuestos alquilos e hidroaromáticos, que se deriva de fuentes
carbonadas como el petróleo y carbón de rocas aceitosas.
Este tipo de compuesto lo define también como material insoluble en n-heptano
que se disuelve en solventes como el benceno. Este compuesto es además la
principal causa de problemas en el hidrotratamiento de aceites pesados, esto
se debe a que durante este tratamiento aceites y resinas son convertidas
rápidamente en fragmentos pequeños.
Bacterias.-Abarca una amplia clase de microorganismos de gran interés en las
operaciones con agua. La célula de la bacteria tiene una estructura poco visible,
inclusive cuando se observa con el microscopio.La figura 2.7 muestra una
bacteria.En la parte externa se tiene la pared de la célula que proporciona su
forma.
En la parte interna hay una membrana semipermeable que rodea el contenido
de la célula bacterial, y realiza un control selectivo del paso de substancias
entre la célula y el ambiente externo. La célula está llena de agua que contiene
diferentes minerales y químicos.
23
Figura 2.7 Bacteria
(Quimipac Energy Group, 2003)
Las bacterias pueden generar corrosión y taponamiento. Pueden afectar a la
corrosión en los sistemas petroleros de la siguiente forma:
Produciendo H2S, por lo tanto incrementan la corrosión.
Producen ácidos orgánicos que inician o aceleran la corrosión del metal
debajo de las colonias.
Producen enzimas que pueden incrementar la corrosión por participación
directa en el proceso electroquímico.
Oxidan el hierro soluble en el agua, causando la precipitación y forman
depósitos llamados “tuberclos” que aceleran la corrosión mediante la
formación de celdas de concentración.
Por combinación de los ítems anteriores.
24
Clasificación de las bacterias:
Se pueden clasificar de varias formas:
Tamaño y forma: Las bacterias son extremadamente pequeñas,
alrededor de 0.5 micras de diámetro, y existen miles de especies. Las
bacterias tienen formas variadas como esferas, cilindros rectos o
cilindros curvados. Por la forma que tienen se las conoce como:
Una sola esfera: coccus
Varias esferas: coccí
Como información de interés, una cadena de coccí se llama streptococcus,
mientras una forma plana de las coccí se conoce como staphylococus.
Cilindro recto: bacillus
Cilindros curvos:
Vibrio: sola curva en forma de “C”
Sigmoid: forma de “S”
Spirillum: dos o más curvas en forma de espiral o tornillo
El taponamiento puede resultar de la acción bacteriana debido a la formación
de biomasas de bacterias, la generación de productos de corrosión como FS, o
la precipitación del hierro soluble del agua.
25
Crecimiento: La principal razón por la cual las bacterias crean muchos
problemas es la velocidad con que ellas pueden multiplicarse o reproducirse.
Algunas pueden duplicar su población en 20 minutos bajos condiciones ideales,
lo que significa que una sola bacteria puede llegar a ser una próspera colonia
en pocas horas. Un puñado de limo del agua puede contener tantas bacterias
como la población mundial.
Requerimiento de oxígeno en las bacterias:
Una clasificación común en los sistemas petroleros es saber si una bacteria
necesita o no oxígeno para vivir; se clasifican en:
Bacterias aeróbicas: requieren oxígeno para crecer
Bacterias anaeróbicas: crecen mejor en ausencia de oxígeno
Bacterias facultativas: crecen en presencia o ausencia de oxígeno.
Bacterias Reductoras de Sulfato (SRB): Estas causan los mayores
problemas en los sistemas de inyección de agua. Ellas reducen los iones
sulfato o sulfito del agua en iones sulfuro, formándose H2S como
subproducto. La figura 2.8 muestra bacterias reductoras de sulfato.
Cuatro tipos de problemas pueden resultar de la acción reductora de estas
bacterias:
Pueden precipitar directamente de la reacción de corrosión y causar
picaduras directamente entre las colonias y el metal.
26
Figura 2.8 Bacterias reductoras de sulfato
(Quimipac Energy Group, 2003)
La generación de H2S puede incrementar la corrosividad del agua. Sí
el sistema es agrio, el H2S adicional generado por las bacterias
tendrá poco o no afectará la corrosividad del agua. Sin embargo, si el
sistema fue originalmente dulce, la adición de H2S por las bacterias,
aumentará considerablemente la velocidad de corrosión y generará
picaduras en todas partes.
La presencia de SRB en los sistemas originalmente dulces, crea la
posibilidad de producir fractura miento por sulfuros y ampollamiento
del acero dulce.
La corrosión agria produce el sólido insoluble sulfuro de hierro que es
un excelente material taponante. En las experiencias de campo con
un sólido formado por sulfuro de hierro, parafinas y carbonatos, la
acción taponante se produjo en las tuberías horizontales, reduciendo
el diámetro interno hasta en un 60 %; en las líneas verticales o tubing
27
de los pozos inyectores, no se tuvo mayores inconvenientes, igual en
la cara de la formación.
Bacterias “eucarias”.-Es un grupo de microorganismos que incluyen a las
algas, hongos y protozoarios.
Algas: Son plantas unicelulares que contienen clorofila. A través de la
fotosíntesis fabrican sus alimentos, para lo cual utilizan la luz solar como
fuente de energía y del CO2 extraen el carbón. A pesar de que requieren de
luz solar para su crecimiento, también se desarrollan lentamente en la
oscuridad.
Hongos: Generalmente crecen mejor en ambientes aeróbicos y causan
pocos problemas en los sistemas de inyección.
Protozoarios: Son la forma más simple de vida animal. Se encuentran en
aguas frescas y salinas, y requieren de oxígeno para vivir. En los sistemas
de inyección de agua se hallan en los tanques y piscinas. También se
encuentran en los filtros cuando el agua es aireada. El control de los otros
microorganismos, eliminará la población de protozoarios.
Bacterias oxidantes del hierro: Son capaces de oxidar los iones ferrosos en el
agua y formar una envoltura de hidróxido férrico alrededor de ellos en su
crecimiento. Las principales bacterias son Siderocapsa, Gallionella y
Sphaerotilus. Se clasifican como bacterias aeróbicas, aunque pueden crecer
también en ambientes con concentraciones bajas de oxígeno (< 0.5 ppm). Las
bacterias oxidantes del hierro pueden causar problemas de corrosión y
taponamiento.
28
No participan directamente en el proceso de corrosión, pero ayudan al
desarrollo de las SRB bajo la capa de hidróxido o creando celdas de
concentración de oxígeno. Un gran número de estas bacterias pueden causar la
precipitación de importantes cantidades de hidróxido férrico y producir
taponamiento.
Bacterias formadoras de limo: Son capaces de producir abundante limo en
las superficies de las tuberías. Las principales son Pseudomonas,
Flavobacterium, Enterobacter, Escherichia y Bacilus. Ocasionan taponamiento y
contribuyen a la corrosión como las bacterias oxidantes de hierro, recubriendo
una parte de la superficie. Se puede encontrar en aguas salinas o frescas, en
ambientes aeróbicos y anaeróbicos. Sin embargo, están comúnmente es
sistemas aeróbicos con baja salinidad.
Sólidos.- Son partículas inorgánicas y orgánicas generadas en el proceso de
producción.
Sólidos disueltos.- Se encuentran en estado iónico en el agua.
Sólidos Suspendidos.- Son sólidos de tamaño relativamente grade,
cuyo peso específico permiten que se mantengan suspendidos en el
agua.
Las sales se agregan a veces a los lodos de perforación para obtener barro
ciertas características deseadas. También puede entrar en el fluido de
perforación a través de la contaminación por además del agua de aporta, en la
entrada de fluido de formación, y las formaciones perforadas tales como domos
de sal, formaciones de yeso o anhídrido. En los sistemas de agua dulce, si la
sal contaminación alcanza niveles no deseados, los siguientes métodos deben
ser considerados para el control de los mismos.
29
Sales inorgánicas: A menudo, los crudos de petróleo contienen sales
inorgánicas, como el cloruro sódico, el cloruro de magnesio y el cloruro cálcico,
suspendidas en el crudo o disueltas en el agua retenida (salmuera).
Sales disueltas.- (cloruros, sulfatos, carbonatos o bicarbonatos) generalmente
aumentan la corrosividad del fluido de perforación. Los iones agresivos o bien
romper las películas protectoras o impiden su formación y, en efecto, aumentan
la velocidad de corrosión. En presencia de cloruro y los iones de sulfato del
ataque de la corrosión es más localizada y, como resultado, provoca profundas
picaduras. Iones inhibitorios, por otro lado, tienden a limitar el ataque y disminuir
la velocidad de corrosión mediante la formación de películas protectoras. La
película es similar a que contiene carbonato, óxido adherente, que polariza las
zonas anódicas
Las sales de cloruro.- (cloruro de sodio, cloruro de potasio) tienden a interferir
con la formación de una capa protectora sobre los metales. Las sales de cloruro
destruyen la pasividad de algunos aceros inoxidables y producen fallas por
craqueo rápido bajo tensión de tracción a temperaturas superiores a
aproximadamente 176 ° F (80%). Este tipo de fallo se llama craqueo cloruro de
estrés.
Ácidos orgánicos.-Son sustancias que aumentan el ion hidrógeno (H) de la
concentración solución que están disueltas y esto, a su vez, reduce el pH de la
solución, y los aumentos de velocidad de corrosión. Los ácidos también pueden
atacar el metal disolviendo el protector de la película sobre la superficie
metálica. La presencia de ácido agrava el oxígeno de influencia ataque y de
sulfuro de hidrógeno también promovida por la fragilización por hidrógeno.
Los ácidos orgánicos pueden entrar en el fluido de perforación a través de la
actividad microbiana o por degradación térmica de orgánico, fluido de
30
perforación aditivos. Los ácidos pueden ser también formados por reacciones
químicas entre los aditivos del lodo de perforación, o un resultado de otra
contaminación. Algunos ácidos comunes encontrados en los fluidos de
perforación son ácido fórmico (HCOOH), acético (CH, COOH) y carbónico [H,
CO, (CO, en H, O)].
Gases.-La composición de los gases de hidrocarburos de origen natural es
similar a la de los crudos de petróleo, en el sentido de que contienen una
mezcla de diferentes moléculas de hidrocarburos que depende de su origen.
Pueden extraerse como gas natural (casi libre de líquidos) de los yacimientos
de gas; como gas asociado al petróleo, que se extrae junto con petróleo de los
yacimientos de gas y petróleo, y en forma de gas de los campos de condensado
de gas, donde algunos componentes líquidos del petróleo se convierten al
estado gaseoso cuando la presión es alta (10 a 70 mPa). Cuando disminuye la
presión (a un valor de entre 4 y 8 mPa) el condensado que contiene
hidrocarburos pesados se separa del gas por condensación. El gas se extrae de
pozos que alcanzan hasta 6,4 km o más de profundidad, con presiones de
manto que van desde 3 mPa hasta 70 mPa.
Propiedades de los gases de hidrocarburos
Según la Asociación Nacional de Protección Contra Incendios de Estados
Unidos, son gases inflamables (combustibles) los que arden a las
concentraciones de oxígeno normalmente presentes en el aire. La combustión
de gases inflamables es similar a la de vapores de líquidos de hidrocarburos
inflamables, ya que se requiere una temperatura de ignición específica para
iniciar la reacción de combustión y cada uno de ellos arde únicamente dentro de
una cierta gama definida de mezclas de gas y aire. Los líquidos inflamables
tienen un determinado punto de inflamabilidad [temperatura (siempre inferior al
31
punto de ebullición) a la que desprenden vapores suficientes para la
combustión].
Los gases inflamables no parecen tener punto de inflamabilidad, ya que
normalmente se encuentran a temperaturas superiores a sus puntos de
ebullición, incluso estando licuados, y por lo tanto se hallan siempre a
temperaturas muy por encima de sus puntos de inflamabilidad.
La Asociación Nacional de Protección Contra Incendios define que los gases
comprimidos y licuados como los siguientes:
• “Son gases comprimidos los que a todas las temperaturas atmosféricas
normales, en el interior de los recipientes que los contienen se encuentran
únicamente en estado gaseoso a presión”.
• “Son gases licuados los que a las temperaturas atmosféricas normales, en el
interior de los recipientes que los contienen se encuentran en parte en estado
líquido y en parte en estado gaseoso, y están a presión mientras queda líquido
en el recipiente”.
El principal factor que determina la presión en el interior del recipiente es la
temperatura del líquido contenido en él. Cuando se le expone a la atmósfera, el
gas licuado se vaporiza con gran rapidez y se desplaza por el suelo o la
superficie del agua a menos que se disperse en el aire por efecto del viento o
del movimiento mecánico del aire. A temperaturas atmosféricas normales,
aproximadamente la tercera parte del líquido contenido en el recipiente se
vaporiza.
Los gases inflamables se clasifican asimismo como combustibles e industriales.
32
Los primeros, incluidos el gas natural y los gases de petróleo licuados (propano
y butano), arden en presencia de aire para producir calor en estufas, hornos,
calentadores de agua y alderas. Los segundos, como el acetileno, se utilizan en
operaciones de transformación, soldadura, corte y termotratamiento.
Las diferencias entre las propiedades del gas natural licuado (GNL) y de los
gases de petróleo licuados (GPL) se indican en la siguiente tabla.
Tabla 2.1 Composición y Porcentaje molar de una Mezcla de Gas Natural
Componente Fórmula Química Estado Físico Composición %
Metano (C1) CH4 Gaseoso 55,00-98,00
Etano (C2) C2H6 Gaseoso 0,10-20,00
Propano (C3) C3H8 Gaseoso 0,05-12,00
n-Butano(nC4) C4H10 Gaseoso 0,01-0,80
IsoButano(iC4) C4H10 Gaseoso 0,01-0,80
n-Pentano(nC5) C5H12 Líquido 0,01-0,80
i-Pentano(iC5) C5H12 Líquido 0,01-0,80
n-Hexano(nC6) C6H14 Líquido 0,01-0,50
n-Heptano(nC7) C7H14 Líquido 0,01-0,40
Nitrógeno N2 Gaseoso 0,10-5,00
Dióxido de
Carbónico
CO2 Gaseoso 0,20-30,00
Oxígeno O2 Gaseoso 0,09-30,00
Sulfuro de
Hidrógeno
H2S Gaseoso Trazas-28,00
Helio He Gaseoso Traszas-4,00
(Ramos, 2011)
33
Clasificación de los crudos por densidad-gravedad
Convencional ligero.- Se caracteriza por tener una densidad-gravedad menor
a 934kg/m3 y un API (>20°).
Crudo pesado.- Su densidad- gravedad de 1000kg/m3 a 934kg/m3, una
viscosidad máxima de 10.000cp y un (10°API a 20°API)
Crudo Extra pesado.- Incluyen residuos atmosféricos (p.e.>340°C), tiene una
densidad-gravedad mayor a 1000kg/m3, unAPI (<10°) y una viscosidad máxima
10.000cp.
Asfalto natural.- incluye residuos al vacío (p.e.>510°C) con una densidad-
gravedad mayor a 1000kg/m3, un (<10°API) y una viscosidad mayor a 10.000cp
También se clasifican de acuerdo a su composición:
Crudos de base Parafínica.- parafina y poco o ningún material asfáltico.
(Gasolinas y lubricantes).
Crudos de base Nafténica.- Poca o ninguna parafina y presentan material
asfáltico en grandes proporciones. (Lubricantes)
Crudos de base Mixta o Intermedia.- Material asfáltico y parafinas, junto con
ciertas cantidades de hidrocarburos aromáticos.
2.3.3 METALURGIA DEL ACERO.
Los metales son en esencia materiales no homogéneos y existen diferencias de
potencial internas que promueven el inicio de la corrosión en éstos materiales.
34
El tratamiento térmico del acero tiene muchas variaciones que dan origen a
cambios en la microestructura del acero.
El acero es una aleación de hierro y pequeñas cantidades de Carbón (0.08 a
1.0 %), que le dan más tenacidad y resistencia. En la aleación del acero existen
dos materiales: hierro puro y granos de carburo de hierro (Fe3C), este último
distribuido en forma de granos finos.
El Fe3C, tiene menos tendencia a corroerse que el hierro puro que en ésta
condición se convierte en ánodo si el sistema está en contacto con un electrolito
(agua de producción), formándose, en consecuencia muchísimas celdas de
corrosión generalizada.
2.3.4 FACTORES Y VARIABLES FÍSICAS QUE INFLUYEN EN EL PROCESO
DE CORROSIÓN.
2.3.4.1 El pH.- Es una de las características más importantes de un electrolito,
comúnmente expresado como un número entre cero y catorce años, y es el
negativo logaritmo de la concentración de iones hidrógeno [1951.pH =-log [H '],
cuanto mayor es la concentración de iones de hidrógeno, mayor es la acidez de
la solución y el pH más bajo es el. Las soluciones con pH de 7 son soluciones
neutras. Los iones de hidrógeno (H ') forzar el pH hacia cero, y soluciones con
pH más bajo que pH de 7 son ácidos. Iones de hidróxido (OH-), por otro lado,
hacer que la solución alcalinas y soluciones la tienen mayores valores de Ph
de 7.
La variación del pH afecta la S-N curva de comportamiento del acero. Ambos
dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno bajar el nivel de pH a regiones ácidas
y, por consiguiente, aumentar la velocidad de corrosión.
35
En pH alto rango de la reacción de corrosión es anódicamente controlada.
Como la disminución del pH valores, la reacción de corrosión se desplaza
gradualmente a control catódico. La disminución resultante en la velocidad de
corrosión puede explicarse por la formación de una capa protectora de óxido
ferroso hidratado.
2.3.4.2 Temperatura.- La temperatura en las reacciones químicas incrementan
su velocidad cuando la temperatura es mayor. Lo mismo es aplicable a la
corrosión en sistemas cerrados, como los sistemas de producción. Se ha
establecido una regla práctica indicando que cada 10 °C de aumento de la
temperatura, la velocidad de corrosión se incrementa el doble.En sistemas
abiertos: tanques, recipientes, la corrosión tiende a aumentar en un momento y
luego si la temperatura sigue aumentando, la corrosión comienza a disminuir
por que los gases disueltos, causantes directos de la corrosión, comienzan a
ser expulsados de la fase agua.
2.3.4.3 Presión.- La presión afecta la velocidad de las reacciones químicas en
la que participan gases y por consiguiente las reacciones de corrosión no son
una excepción.
La presión influye también en la intensidad de la corrosión. A mayor presión,
mayor cantidad de gases (CO2, H2S, O2) disueltos presentes y por lo tanto
mayor velocidad de corrosión.
2.3.4.4 Velocidad.- La velocidad juega un papel decisivo en los niveles de
corrosión en un sistema. A mayores velocidades, mayor velocidad de corrosión.
Uno de los efectos más comunes es que a mayor velocidad de flujo se tiende a
perder o arrastrar la película de inhibidor formada en la superficie metálica. Si el
fluido además arrastra sólidos en suspensión o burbujas de gas o aire, el efecto
es mayor por la fricción ejercida por las partículas sólidas contra la superficie
36
metálica (Corrosión por erosión) y golpe de las burbujas contra la superficie
metálica (corrosión por cavitación), respectivamente.
En algunos casos cuando la velocidad es baja, la velocidad de corrosión
disminuye, pero aumenta la tendencia a una forma de corrosión conocida por
picadura. Sucede que a velocidades bajas de flujo, y generalmente en sistemas
que tienen alta concentración biológica, se forman películas de materia orgánica
y debajo de ellas se asientan colonias bacterianas que generan ácidos, los
cuales causa corrosión localizada.
2.3.4.1 Esfuerzos de tensión.- Especialmente en tuberías y equipo que están
sujetos a esfuerzos de tensión. Cabe recalcar que la acción conjunta de un
esfuerzo de tensión y un medio ambiente corrosivo, tendrán como efecto en
algunos casos, la fractura de una aleación metálica. Las fracturas pueden
seguir caminos inter cristalinos o transcristalinos que a menudo presentan una
tendencia a la ramificación.
2.3.4.6 LA ACTIVIDAD MICROBIANA.- Los microorganismos están presentes
en la mayoría de los sistemas de una forma u otra. Su mera presencia no
significa necesariamente que presentan un problema, la corrosión influenciada
por microorganismos no es un problema muy importante en las operaciones de
perforación. Su actividad, sin embargo, sí introduce corrosión en fluidos de
perforación, reduce el pH del medio ambiente y puede atacar a los aditivos
orgánicos de los fluidos de perforación, por lo tanto la producción de productos
corrosivos. Puesto que el potencial de problemas hace existir, se hace
necesario considerar los efectos sobre la corrosión del metal resultante de la
actividad microbiana.
37
2.4 ASPECTOS GENERALES DE LA CORROSIÓN
La corrosión ha sido definida como la destrucción de un metal por reacción
química o electroquímica por el medio ambiente y representa la diferencia entre
una operación libre de problemas con gastos de operación muy elevados.
Todos los metales y aleaciones son susceptibles de sufrir el fenómeno de
corrosión, no habiendo material útil para todas las aplicaciones.
Los paros de las plantas pueden ocurrir y ocurren como un resultado de la
corrosión, provocando gastos directos e indirectos de aspecto económico y
humano.
Aspectos Económicos:
Reposición del equipo perdido
Coeficiente de seguridad y sobre diseño para soportar la corrosión
Mantenimiento preventivo como la aplicación de recubrimientos
Paros de transporte de productos terminales
Contaminación de productos
Pérdida de productos
Daño de equipo adyacente
38
Aspectos Humano-Sociales:
Condiciones Insalubres.- La contaminación debido a productos del
equipo corroído.
Agotamiento de Recursos Naturales.- En metales como en
combustibles usados para su manufactura.
Apariencia.- Los materiales corroídos generan contaminación visual
Naturalmente, estos aspectos sociales y humanos también tienen sus
aspectos económicos y podemos ver claramente que hay muchas
razones para controlar la corrosión.
Aspectos de Seguridad Industrial:
Las fallas violentas pueden llegar a provocar incendios
explosiones y liberación de productos tóxicos con consecuencias
fatales para toda instalación petrolera
Aspectos Ambientales
Derrames de hidrocarburos con afectación directa al medio físico
como suelo subsuelo, agua superficial, agua subterránea, flora,
fauna, y la atmósfera.
2.5 TIPOS DE CORROSIÓN
La corrosión ocurre en muchas y muy variadas formas, pero su clasificación
generalmente se basa en uno de los tres siguientes factores:
39
Naturaleza de la substancia corrosiva. La corrosión puede ser clasificada
como húmeda o seca, para la primera se requiere un líquido o humedad
mientras que para la segunda, las reacciones se desarrollan con gases a alta
temperatura.
Mecanismo de corrosión. Este comprende las reacciones electroquímicas o
bien, las reacciones químicas.
Apariencia del metal corroído. La corrosión puede ser uniforme y entonces el
metal se corroe a la misma velocidad en toda su superficie, o bien, puede ser
localizada, en cuyo caso solamente resultan afectadas áreas pequeñas.
La clasificación por apariencia, uniforme o localizada, es muy útil para una
discusión preliminar que en caso de requerirse en forma más completa,
necesita del establecimiento de las diferencias entre la corrosión localizada de
tipo macroscópico y el ataque microscópico local. La figura 2.9 muestra las
ocho formas de corrosión.
40
Figura 2.9 Tipos de Corrosión
(Ramos, 2011)
41
Tabla 2.2 Tipos de Corrosión
SEGÚN LA FORMA SEGÚN EL MEDIO
UNIFORME LOCALIZADA QUÍMICA ELECTROQUÍMICA
Disolución uniforme
de la superficie
Por placas En no electrolitos Existe un medio con-
ductor de acuerdo al
Por grietas En interfaces
metal/gas
Por picado ambiente donde se
Intergranular desarrolla
Fisurante a) atmosférica
b) en suelos
c) en sol. electrolíticas
d) en medios iónicos
fundidos
e) en medios conta-
minados por micro-
organismos
(Ramos, 2011)
2.5.1 CORROSIÓN LOCALIZADA
Es una forma muy localizada de corrosión. El proceso de corrosión se
concentra en áreas específicas con intensidad varias veces mayor a la que
sucede en el resto de la superficie y los huecos resultantes pueden ser
estrechos y profundos (hasta llegar a la perforación de la pared metálica misma)
42
o más extendidos y superficiales. Dentro de ésta forma de corrosión se conocen
algunas variaciones típicas:
2.5.1.1 CELDAS DE CONCENTRACIÓN.
La corrosión debido a celdas por concentración es un tipo de corrosión que
ataca sólo porciones de una superficie metálica. Este tipo de corrosión se
desarrolla, particularmente, por diferencias en la concentración de iones. Las
porciones de metal en contacto con el electrolito diluido (donde es más fácil la
disolución de iones) constituyen al ánodo.
Es un tipo de corrosión que se origina por diferencias localizadas en el metal o
en el electrolito en contacto con el metal. Diferencias en la composición del
electrolito (agua producida en éste caso), generalmente se clasifican como
celdas de concentración.
Algunos ejemplos:
Corrosión por estancamiento
Es un tipo de corrosión por picadura que se desarrolla en hendiduras y
rendijas, por estancamiento de flujo y diferencia en la concentración del
gas oxidante presente. Éste gas se consume más rápidamente en la
hendidura, dejando un diferencial de concentración que inicia el flujo de
electrones hacía la zona con menos concentración del gas. Es muy típica
de sistemas oxigenados con problemas de diseño.
Tubérculos de Oxígeno
Es un tipo de picadura con el mismo principio anterior. Es influenciado
por la formación de una capa porosa de óxido o hidróxido de hierro
43
que cubre parcialmente la superficie metálica y crea una diferencia de
concentración de oxígeno entre la zona adyacente al depósito de
óxido y la zona situada debajo del depósito.
Celdas de aereación diferencial
Es una forma de picadura que se origina por la diferencias de
aeración en zonas que tienen contacto con el oxígeno atmosférico.
Muy similar a la anterior.
Corrosión bajo depósitos
Es una forma de picadura que se origina por la depositación de
incrustamientos, óxidos productos de corrosión y lodos de tipo poroso
sobre áreas determinadas de la superficie metálica, propiciando
diferencias en la concentración de gases disueltos. Normalmente se
produce en el fondo de tuberías y tanques. También es una variación
de la tuberculación por oxígeno.
2.5.1.2 CORROSIÓN POR UNIÓN BI-METÁLICA Ó CORROSIÓN
GALVÁNICA.
En las instalaciones de planta, se emplean una gran variedad de metales y
aleaciones diferentes, que a menudo están en contacto físico y eléctrico. Este
contacto o acoplamiento de metales diferentes algunas veces causa velocidad
de corrosión elevada, que recibe el nombre de corrosión galvánica.
La corrosión galvánica se presenta cuando se tienen las siguientes condiciones:
44
Cuando se conectan metales diferentes, el más activo o metal anódico se
corroe más rápidamente que el metal más noble o metal catódico tiende a
protegerse.
A medida que la diferencia de potencial entre los dos metales se incrementa, la
corrosión galvánica también aumenta. Un ejemplo de la corrosión galvánica se
presenta al conectar tuberías de aluminio y de fierro que dan como resultado
una mayor velocidad de corrosión en la tubería de aluminio.
La corrosión galvánica se presenta también con mucha frecuencia en
cambiadores de calor donde los tubos generalmente son de cobre, mientras
que el resto del cambiador de calor es de acero. En estas condiciones, la parte
de acero funciona anódicamente disolviéndose mientras que los tubos de cobre
funcionan catódicamente protegiéndose.
En el problema planteado del cambiador de calor se puede ver el efecto que las
áreas de los diferentes metales tienen en el fenómeno corrosivo y puede
establecerse que a medida que la reacción del área catódica a área anódica se
aumenta, la velocidad de corrosión se acelera.
Serie Galvánica
Es la diferencia de potencial entre el ánodo y el cátodo es la diferencia
algebraica de sus potenciales individuales en relación con un mismo electrodo
de referencia. Como normalmente no se emplean metales puros sino
aleaciones, es fundamental conocer el comportamiento electroquímico de
dichos materiales, por ello se han desarrollado las series galvánicas prácticas
en diversos electrolitos, como la presentada en la Tabla 2.3, donde los metales
con menores potenciales se denominan activos o anódicos y se oxidan cuando
se encuentran unidos a metales de mayor potencial.
45
Tabla 2.3 Serie Galvánica Práctica
SERIE GALVÁNICA PRACTICA
Metal
Volts
Magnesio puro comercialmente
Aleación de magnesio, (6% Al,
3%Zn, 0,15% MN)
Zinc
Aleación de aluminio (5% zinc)
Aluminio puro comercialmente
Acero dulce (limpio pulido)
Acero dulce oxidado
Hierro Fundido (no grafitizado)
Plomo
Acero dulce en concreto
Cobre, bronce, latón
Hierro fundido alto silicio
Acero laminado
Carbón, grafito, coque
– 1,75
– 1,6
– 1,1
– 1,05
– 0,8
– 0,5 a – 0,8
– 0,2 a – 0,5
– 0,5
– 0,5
– 0,2
– 0,2
– 0,2
– 0,2
+ 0,3
(PDVS, 2010)
46
HAZ (Corrosión por Zona Térmicamente afectada)
Este tipo de corrosión se aprecia en las zonas de soldadura de una tubería.
Durante la soldadura de dos tuberías, y por efecto del arco térmico, las zonas
adyacentes pueden ser afectadas por la temperatura que cambia la
microestructura del metal la cual es diferente de la microestructura de zonas
más alejadas del área de soldadura y por lo tanto se crean dos metales con
diferentes potenciales. En ésta situación, generalmente el metal adyacente a la
soldadura se vuelve menos noble (ánodo) y se corroe a mayor velocidad.
2.5.1.3 EROSIÓN-CORROSIÓN.
Cuando el movimiento del medio corrosivo sobre la superficie metálica
incrementa la velocidad de ataque debido a desgaste mecánico, este recibe el
nombre de corrosión por erosión.
La corrosión por erosión, generalmente tiene la apariencia de picaduras poco
profundas de fondo terso, y el ataque puede presentar también una distribución
direccional debido al camino seguido por el agente agresivo cuando se mueve
sobre la superficie del metal.
La corrosión por erosión puede ser evitada por cambios de diseño o por
selección de materiales más resistentes.
2.5.1.4 CAVITACIÓN
Es el tipo de corrosión causado por la formación y colapso posterior de burbujas
de vapor, debido a cambios rápidos en la presión de un sistema. Las altas
presiones producidas por este colapso pueden disolver el metal, remover las
47
partículas protectoras. Los impulsores de bombas centrífugas son más
susceptibles a éste tipo de corrosión.
2.5.1.5 CORROSIÓN INTERGRANULAR
Como ya se ha explicado anteriormente, muchos metales y aleaciones no son
materiales totalmente homogéneos y la corrosión Intergranular como su nombre
lo indica e aquella que se realiza en las periferias de los diferentes granos o
núcleos que componen el metal.
Muchas veces se confunde este tipo de corrosión con la corrosión con fractura
por estrés la misma que ocurre sólo cuando el metal está sometido a
determinadas tensiones o estrés.
El arreglo atómico y los espaciamientos entre las capas de los granos, son los
mismos en todos los cristales de un metal dado; sin embargo, debido a la
nucleación al azar, los planos de los átomos en las cercanías de los granos no
encajan perfectamente bien y el espacio entre ellos recibe el nombre de límite
de grano. Si se dibuja una línea de 2.5 cm de longitud sobre la superficie de una
aleación, esta deberá cruzar aproximadamente 1 000 límites de grano.
Los límites de grano son a veces atacados preferencialmente por un agente
corrosivo y el ataque se relaciona con la segregación de elementos específicos
o por la formación de un compuesto en el límite. La corrosión generalmente
ocurre, porque el agente corrosivo ataca preferencialmente el límite de grano o
una zona adyacente a él, que ha perdido un elemento necesario para tener una
resistencia a la corrosión adecuada.
En un caso severo de corrosión ínter cristalina, granos enteros se desprenden
debido a la deterioración completa de sus límites (figura No. 3j), en cuyo caso,
48
la superficie aparecerá rugosa al ojo desnudo y se sentirá rasposa debido a la
pérdida de los granos.
El fenómeno de límite de grano que causa la corrosión Inter cristalina, es
sensible al calor por lo que la corrosión de este tipo, es un subproducto de un
tratamiento térmico como la soldadura o el relevado de esfuerzos y puede ser
corregido por otro tipo de tratamiento térmico o por el uso de una aleación
modificada. La corrección a este problema radica en la ejecución de un
tratamiento térmico adecuado, reducir la concentración de carbono (debajo de
0.03 %) y agregar o alear con otros metales (niobio y/ó columbio).
2.5.1.6 FALLAS CAUSADAS POR HIDRÓGENO
El átomo de hidrógeno (H), es muy pequeño y tiene una gran capacidad para
difundirse a través de las paredes metálicas y aprovechar cualquier espacio
(laminaciones, inclusiones en el metal, etc.) para acumularse allí. A
continuación el átomo de hidrógeno se convierte en molécula (H2), la cual
ocupa un mayor espacio. Con el tiempo la presión ejercida por las moléculas
genera la formación de cavernas de mayor tamaño las mismas que producen
un hinchamiento en el área y la posterior falla del metal.
Cuando ello sucede en aceros de baja resistencia, se le denomina
ampollamiento y es un problema muy común en campos donde existe mucho
H2S, puesto que éste gas produce hidrógeno como producto de su reacción con
el acero. Puede causar roturas y fugas en las tuberías atacadas.
Cuando el hidrógeno entra en aceros de alta resistencia da lugar a otro tipo de
falla denominada fragilización. Cuando el metal llega a éste estado de
fragilización, falla en forma espontánea a niveles de resistencia muy por debajo
de su resistencia normal de trabajo. La limitación de éste fenómeno a los aceros
49
de alta resistencia se debe al hecho de que sólo en éstos materiales el nivel de
tensión es lo suficiente alto como para iniciar el mecanismo descrito.
Las fallas por fragilización por hidrógeno no ocurren inmediatamente después
de la aplicación de un esfuerzo mayor o la exposición al hidrógeno atómico,
sino que toman un tiempo determinado hasta que se produce la falla
catastrófica. Durante éste período previo, el hidrógeno se difunde hacía los
lugares de mayor tensión y se acumula allí.
Hasta que un acero conteniendo hidrógeno no sea fracturado, el acero puede
ser recuperado mediante tratamiento térmico adecuado. En campos donde
existen ambientes húmedos y con presencia de H2S, se produce otro tipo de
falla por hidrógeno denominado fractura por esfuerzo al sulfuro. El mecanismo
exacto de éste tipo de falla no está muy bien definido y por ésa razón se le
denomina de varias formas, sin embargo se ha aceptado que para que éste tipo
de falla se produzca, deben darse las siguientes condiciones:
La corrosión tiene tres posibles influencias en la Corrosión-Fatiga:
Crea asperezas en la superficie metálica promoviendo la formación
lugares para inicio de fracturas
La corrosión puede actuar dentro de una fractura ya iniciada.
La corrosión puede generar hidrógeno atómico por reacción catódica
y el mismo, al difundirse en la estructura del acero produce fracturas y
fragilización del metal.
Debe haber presencia de H2S
50
Debe haber presencia de agua, inclusive trazas de ella
Debe estar involucrado un acero de alta resistencia
El acero debe estar sometido a un esfuerzo de tensión o carga
(tensión residual o aplicada).
Cuando existen éstas tres condiciones, la fractura por esfuerzo al sulfuro puede
ocurrir después de un determinado tiempo, horas, días o años de servicio. La
susceptibilidad del material a fallar por éste mecanismo, está determinado por
las siguientes variables:
a).- Resistencia o dureza del acero. Aceros con resistencias menores de 90,000
psi (Dureza RC 22) son poco susceptibles a fallar. Estos niveles sin embargo
pueden variar según aleaciones con otros metales y tratamiento térmico
aplicado al acero.
b).- Nivel de Tensión (Residual o aplicado). A mayor nivel de esfuerzo, menor el
tiempo de falla.
c).- Concentración de H2S
d).- pH del agua. La susceptibilidad a la fractura se incrementa cuando el pH es
más bajo.
e).- Temperatura. La susceptibilidad a la fractura disminuye a temperaturas
superiores a 160 F (66 ºF).
Finalmente está el caso de falla por hidrógeno a alta temperaturas, causada por
la reacción del hidrógeno a estas temperaturas con el carbón del metal
formando metano (CH4), el cual ocupa un volumen mayor causando fracturas y
cavernas dentro de la microestructura del metal.
51
La fragilización por hidrógeno es también otra de sus consecuencias,
especialmente en aceros de alta resistencia como ya se ha indicado
anteriormente.
2.5.1.7 CORROSIÓN CAUSADA POR FATIGA
Es una forma especial del tipo de corrosión de fractura por tensión y se
presenta en ausencia de medios corrosivos, debido a esfuerzos cíclicos
repetidos. Estas fallas son muy comunes en estructuras sometidas a vibración
continua.
La corrosión por fatiga, se incrementa naturalmente con la presencia de un
medio agresivo, de tal forma que el esfuerzo necesario para producir la
corrosión por fatiga, se reduce en algunas ocasiones hasta la mitad del
necesario, para producir la falla en aire seco (Ahora bien, el límite a la fatiga de
un metal es seriamente afectado cuando el metal se estresa cíclicamente en un
ambiente corrosivo. La ocurrencia simultánea de esfuerzos repetidos y un
medio corrosivo se denomina Corrosión-Fatiga. La característica crítica a
reconocer en una situación de corrosión fatiga es que el metal ya no exhibe su
límite de endurancia original.
La corrosividad del medio ambiente es también de mucha importancia. La
presencia de gases disueltos, O2, CO2 y H2S afecta seriamente la resistencia
del metal a la fatiga, por cuanto su acción origina picadura en las superficies del
metal.
52
2.5.2 CORROSIÓN UNIFORME.
Se caracteriza por ataque corrosivo de manera uniforme sobre toda la superficie
o una gran parte de la superficie total. El adelgazamiento general del metal se
lleva a cabo hasta que exista una ruptura.
Sobre la base del tonelaje perdido, esta es la más importante forma de
corrosión. Sin embargo, la corrosión uniforme es relativamente fácil de medir y
predecir. El cambio de apariencia de una superficie brillante o pulida,
decoloración del acero son ejemplos de corrosión uniforme.
La corrosión de la superficie puede indicar una ruptura de la capa protectora,
sin embargo deben ser examinados de cerca.
Haciendo el material más grueso de lo necesario para confrontar la corrosión en
toda la vida útil del producto, o la aplicación de una capa en la superficie, tales
como pintura, son los métodos estándar de prevención para este tipo de la
corrosión.
El ataque uniforme sobre grandes áreas de una superficie metálica es la forma
más común de la corrosión y puede ser húmeda o seca, electroquímica o
química, siendo necesario seleccionar los materiales de construcción y los
métodos de protección como pintura, para controlarla. La figura 2.1 muestra las
formas de corrosión.
53
Figura 2.10 Formas de corrosión
(PujanggaPiping, 2009)
2.5.3 CORROSIÓN BAJO TENSIÓN
Tensión de corrosión craqueo se produce cuando un metal se encuentra bajo
tensión de tracción constante y expuesta simultáneamente a un ambiente
corrosivo. La fuente de este estrés puede ser externa (causada por el
deslizamiento o muesca pinzas, etc, en drillpipes, collares y juntas de
herramientas, y el peso de la barra de perforación) o puede ser residual en el
metal de tratamiento térmico o de trabajo en frío. El área dañada por las cuñas
se convierte subrayado y se somete a una corrosión acelerada a medida que se
anódica para el resto de la zona sin tensión de la tubería. La aparición de daños
es de una frágil fractura mecánica, sino que resulta del ataque de la corrosión
local. Las grietas son intergranular o transgranular en función de la estructura
metálica y el ambiente corrosivo. La mayoría de los metales y aleaciones
54
estructurales son susceptibles a esta forma de ataque en ambientes
específicos. Las grietas se desarrollan generalmente perpendiculares a las
tensiones aplicadas. Ellos están orientados al azar y puede variar en el grado
de ramificación dependiendo de la estructura de metal y la composición, la
naturaleza de estrés y el ambiente corrosivo. Grietas variar de ser totalmente
sin sucursales a extremadamente ramificado como el "delta del río." A medida
que aumenta el estrés, el tiempo de ante la disminución de falla. Se especula
que hay una tensión mínima requerida para prevenir el agrietamiento,
dependiendo de la composición de la aleación, la temperatura ambiental y la
composición. El estrés mínimo puede variar de 10% del rendimiento subrayar a
70% de la tensión de fluencia. Así, para cada combinación de aleación-entorno
hay un mínimo de estrés o umbral.
Es muy importante tener una idea de la vida de servicio de un componente.
Como subrayar producto de corrosión, el área de sección transversal se reduce,
resultando en un agrietamiento fallo debido a la acción mecánica. Se muestra la
tasa de formación de grietas en función de la profundidad de la grieta para un
espécimen sometido a constante carga de tracción. Al principio, la tasa de
propagación de las grietas es aproximadamente constante, pero como
agrietamiento progresa, el área en sección transversal disminuye.
2.5.4 CONTROL DE LA CORROSIÓN MEDIDAS PREVENTIVAS
La corrosión puede ser controlada de varias maneras, existen muchas
tecnologías desarrolladas para atacar los fenómenos de corrosión.
La mejor manera de combatir la corrosión es mantener un monitoreo eficaz de
la corrosión mediante un programa para complementar buenas medidas
preventivas. También es muy importante mantener un registro completo de los
programas de vigilancia, programas de control y los fallos que se producen. La
55
importancia del personal muy calificado responsables. No se puede exagerar
como control de la corrosión eficaz depende de sus esfuerzos.
Entre las técnicas más aplicadas figuran las siguientes:
Aplicación de inhibidores de corrosión
Protección catódica.
Aplicación de recubrimientos y pinturas.
Utilización de materiales resistentes a la corrosión o Metalurgia
especializada o Plásticos resistentes
Mejoramiento del Diseño.
Aplicación de Índice de Langelier(Simplificado), LSI(SM2330), índice de
Ryznar, índice de Puekorius, índice de Larson- Skold
2.6 ÍNDICE DE SATURACIÓN DE LANGELIER
Se establece para una temperatura determinada y mide el estado de equilibrio
del agua en relación a su carácter incrustante o corrosivo.
El índice de Saturación de Langelier (LSI) es un modelo de equilibrio derivado
del concepto teórico de saturación y proporciona un indicador del grado de
saturación del agua con respecto al carbonato de calcio. Se puede mostrar que
el Índice de Saturación de Langelier (LSI) se aproxima al logaritmo en base 10
del nivel de saturación de calcita. El nivel de saturación de Langelier usa el
concepto de saturación basado en el pH como variable principal. El LSI puede
ser interpretado como el cambio requerido para llevar el agua a equilibrio.
56
Agua con Índice de Saturación de Langelier (LSI) de 1.0 es una unidad por
encima de la saturación. Reduciendo el pH por 1 unidad llevará el agua a
equilibrio. Esto ocurre porque la porción de alcalinidad total presente como
CO32- disminuye con el ph, de acuerdo a las reacciones de equilibrio que
describen la disociación del ácido carbónico:
Se basa en el cálculo del valor del pH de saturación o de equilibrio (pHs), el
cual comparado con el pH real del agua (pH), permite determinar el carácter del
agua.
Ecuación 2.10: Índice de Langelier
𝐼𝑠 = 𝑝𝐻 − 𝑝𝐻𝑠 [2.10]
Dónde:
Is: índice de Largerlier.
Ph: pH del agua
PHs: pH de saturación o equilibrio.
Si Is > 0 el pH real del agua es superior al de saturación. El agua tiene
carácter incrustante.
Si Is < 0 el pH real del agua es inferior al de saturación. El agua tiene
carácter agresivo.
Si Is = 0 el pH real del agua es igual al de saturación. El agua tiene
carácter equilibrado.
57
En la práctica se establece un cierto margen:
El valor del pHs puede determinarse por cálculo matemático o a partir de
un gráfico de cálculo, por ejemplo, por el ábaco llamado Hoover-
Langelier, a partir de los siguientes valores: Temperatura, pH, dureza
cálcica y alcalinidad total (bicarbonatos en aguas naturales) en mg/L
como CaCO3 y sólidos totales en mg/L.
El LSI (Índice de Langelier saturado):
Ecuación 2.11: Índice de Langelier saturado
𝐿𝑆𝐼 = 𝑝𝐻 − 𝑝𝐻𝑠 [2.11]
Dónde:
pH: es el valor medido del pH del Agua
pHs: es el pH a saturación en calcita o carbonato de calcio definido
como:
pHs = (9.3 + A + B) – (C + D)
Dónde:
A = (Log [STD.mg/lt] – 1) / 10
B = -13.12 x Log10 [T (oC) + 273,15]+ 34.55
C = Log [Ca2+ como mgCaCO3/lt] – 0.4
58
D = Log [alcalinidad como mgCaCO3/lt]
Si el LSI es negativo:El pH real del agua es inferior al de saturación. El
agua tendrá carácter corrosivo.
Si el LSI es positivo: El pH real del agua es superior al de saturación, el
agua tiene carácter incrustante, ocurrirá precipitación del CaCO3.
Si LSI es igual o cercano a cero:El pH real del agua es igual al de
saturación. Línea Límite Potencial de Incrustación. Cambio en la Calidad
del agua o la temperatura, o evaporación pueden cambiar este índice.
2.6.1 ÍNDICE DE ESTABILIDAD DE RYZNAR (RSI)
El Índice de Estabilidad de Ryznar (RSI) es una modificación al Índice de
Saturación de Langelier (LSI) para proporcionar una mejor indicación en la
tendencia a la formación de incrustaciones de carbonato de calcio. Ryznar
detectó que aguas de baja dureza y alta dureza pudieran tener (LSI) similares.
Por ello, modificó la formula a la siguiente expresión:
Tabla 2.4Índice de Ryznar
Índice de Ryznar Tendencia
4-5 alta de incrustaciones
5-6 ligera de
incrustaciones
6-7 Equilibrio
7-7.5 ligeramente corrosiva
7.5-8.5 Altamente Corrosiva
(PDVS Manual de Ingeniería de Diseño, 2010)
59
Ecuación 2.12: Índice de Ryznar
RSI = 2pHs – pH [2.12]
Donde:
RSI= 2(pHsat) IS-pH
Dónde:
pH= pH actual del agua.
pH (sat)= pH de saturación.
2.6.2 ÍNDICE DE PUCKORIUS
El Índice Práctico de Incrustación, desarrollado por Puckorius, es similar al de
Ryznar, salvo que utiliza un valor calculado de pH del agua en lugar del pH
medido en el circuito:
Índice de Puckorius.
PSI =2(pHS) – pHEQ [2.13]
Donde:
pHEQ = 1,465 x Log [Alcalinidad] + 4,54
Si PSI < 4,5 Tendencia a la incrustación.
4,5 < PSI < 6,5, Rango óptimo (No hay corrosión).
Si PSI > 6,5 Tendencia a la corrosión.
60
2.6.3 ÍNDICE DE LARSON – SKOLD
Larson considera los cloruros, los sulfatos y alcalinidad total. Es útil para aguas
equilibradas y también las depuradas, en especial las aguas frías (<20 ºC). Con
aguas con alcalinidad muy baja (por ejemplo aguas desaladas) o alcalinidad
muy alta (aguas subterráneas afectadas de invasión marina, como por ejemplo
las aguas de Tenerife) no funciona bien. Larson considera los cloruros, los
sulfatos y alcalinidad total:
Ecuación 2.13: Índice de Larson- Skold
ILR = ([Cl¯] + [SO4=])/ ([HCO3
¯] + [CO3=]) [2.13]
Si ILR < 0,8, No corrosión
Si 0,8 < ILR < 1,2, Corrosión significativa
Si ILR > 1,2 Corrosión elevada
Otros índices utilizados son el de Tieso-Davis (subsana las deficiencias del
Índice de Langelier con respecto a valores altos de sólidos disueltos y a los
efectos del ión común) y el de Oddo-Tomson (considera el efecto de la presión
parcial del CO2 en el pH del agua y en la solubilidad del carbonato de calcio).
No obstante hay algunas limitaciones que hay que tener en cuenta como por
ejemplo, entre otras, que el agua contenga sílice coloidal o materia orgánica,
en cuyo caso el CaCO3 puede precipitar sobre las partículas coloidales o las
orgánicas en vez de hacerlo sobre la superficie del metal. En tal caso la
61
velocidad de corrosión continuará siendo elevada aunque los índices nos
indiquen la tendencia a la incrustación.
2.7 APLICACIÓN DE AMINAS FÍLMICAS.
Para la protección interior de ductos, la familia de inhibidores más utilizada es la
de los inhibidores que actúan por adsorción o fílmicos. Este tipo de compuestos
se adsorben sobre la superficie del metal formando películas delgadas que
resultan de la atracción física o química entre el compuesto y la superficie del
metal. Su nivel de protección superficie, como de la fuerza de atracción entre el
metal y el compuesto.
Las barreras de inhibidor formadas son hidrofóbicas, las cuales rechazan la
fase acuosa que contiene las especies corrosivas.
De acuerdo a otras formas de clasificación, estos inhibidores pueden
clasificarse en anódicos, catódicos o mixtos, de acuerdo a la reacción que
inhibe preferencialmente, o bien, de acuerdo a su composición química, estos
compuestos son de tipo orgánico.
Por otro lado, dentro de los inhibidores misceláneos se encuentran los biocidas,
los cuales son compuestos químicos que se utilizan para disminuir y controlar la
población de bacterias. Pueden ser considerados como inhibidores de la
corrosión, ya que al disminuir la población bacteriana, la corrosión ocasionada
por la presencia de esta clase de microorganismos, también disminuye.
METODOLOGÍA
61
3. METODOLOGÍA
3.1 UBICACIÓN DEL CAMPO CONONACO
El Campo Cononaco se encuentra ubicado en la Cuenca Sedimentaria de la
Región Amazónica, en la Provincia de Orellana aproximadamente a 55 Km al
sur del cantón Francisco de Orellana (Coca). Limita al Suroeste del Campo
Auca, al Noreste del Campo Tiguino, al Este del Río Napo y al Suroeste de la
subcuenca cretácico Napo. La figura 3.1 muestra la ubicación del campo
Cononaco.
El Campo Cononaco se halla bajo las siguientes coordenadas:
Tabla 3.1 Coordenadas del Campo Cononaco
COORDENADAS GEOGRÁFICAS
COORDENADAS UTM
Longitud Sur: 0°58’00” - 1°02’00” 9985400 - 9995100 N
Longitud Oeste: 76°55’00” -
76°57’00”
282700 - 280100 E
(Petroprodución, 2012)
62
Figura 3.1 Ubicación del Campo Cononaco
(Petroprodución, 2012)
63
3.2 YACIMIENTOS PRODUCTORES
Los principales yacimientos productores son Hollín de edad Aptiano-Albiano
Inferior, arenisca “T” de Albiano Superior y arenisca “U” del Cenomaniano,
todos integrados por areniscas cuarzosas en partes glauconíticas, las mismas
que hacia el este de la Cuenca se formaron en medios predominantemente
fluviales, evolucionando en dirección oeste a estuarios en unos casos y deltas
en otros con influencia de mareas, culminando en un ambiente de plataforma
marina.
El 95% de la producción del Campo Cononaco se originó de la formación
Hollín especialmente de la arenisca Hollín inferior conocida también como Hollín
principal, mientras que el 5% restante de los yacimientos “U” y “T” de la
formación Napo. Reservorios arenosos de menor importancia son “M-1” del
Campaniano y Basal Tena del Maastrichtiano. Reservorios marginales
constituyen las calizas “B” y “A” del Cenomaniano y Turoniano respectivamente.
La figura 3.2 muestra el mapa Estructural del Campo Cononaco.
3.3 GEOLOGÍA DEL CAMPO CONONACO
Geológicamente este Campo se encuentra en el lado levantado de una falla
inversa, ubicado a la izquierda de la estructura, constituye un anticlinal
asimétrico de dirección preferencial Noreste-Suroeste de 10 Km de largo por 2
Km de ancho promedio, con un cierre vertical de 227 pies, siendo la parte más
ancha la parte central y la más angosta al Norte; cierra al Oeste contra una falla
inversa sin sedimentos de alto ángulo que originándose en el basamento se
reactivó en más de una ocasión llegando hasta la base de la formación Tena,
64
tiene aproximadamente 300 pies de salto en el centro del campo y disminuye
hacia los flancos.
El espesor de la formación Hollín Inferior se mantiene de 55-60 pies, la arenisca
Hollín Superior tiene un espesor de 10-30 pies, la arenisca “U” tiene un espesor
que varía de 6-12 pies, y la arenisca “T” un espesor de 15-35 pies.
65
Figura 3.2 Campo Cononaco: Mapa Estructural
(Petroprodución, 2012)
66
Figura 3.3 Estratigrafía
(Petroprodución, 2012)
67
De manera general el Campo Cononaco presenta una estratigrafía similar al de
toda la Cuenca Oriente, es decir formaciones que se depositan sobre el
basamento cristalino del escudo Guayanés y que van desde el paleozoico con
la formación Pumbuiza hasta el cuaternario con los resientes aluviales.La figura
3.3 muestra la estratigrafía del Campo Cononaco.
3.3.1 FORMACIÓN HOLLÍN (APTIANO- ALBIANO INFERIOR)
A nivel de cuenca ésta formación aflora a lo largo del río Hollín que desemboca
en el río Misahuallí, a 8 Km al Oeste de la ciudad del Tena. Está constituida
principalmente por areniscas cuarzosas de color blanco transparente a gris
verdoso, de grano fino a grueso en la base, de angular a subangular, de
mediano a bien clasificado con cemento y matriz silícea y buena porosidad. En
la base se tiene presencia de carbón, ámbar y caolín, típico de un ambiente
continental. Hacia el tope se encuentra intercalada con lentes de caliza y lutita,
y con presencia de glauconita y clorita, evidenciando un ambiente de depósito
con influencia marina.
En general se encuentra bien distribuida en toda la Cuenca Oriental
Ecuatoriana, aflora en algunas partes del levantamiento Napo y en la montañas
de Cutucú. Tiene un espesor variable de 80 a 240 metros, suprayace
angularmente a la formación Chapiza e infrayace concordantemente a la
formación Napo.
Está constituida por dos miembros:
Hollín Inferior
Hollín Superior
68
ARENISCA HOLLÍN INFERIOR
Arenisca de color blanco a café claro, translúcida, de grano grueso a medio,
subangular, regular clasificación, matriz arcillosa, cemento calcáreo, asociada
con arenisca cuarzosa blanca de grano grueso, dura a muy dura,
ocasionalmente con manchas de hidrocarburos, corte lento.
ARENISCA HOLLÍN SUPERIOR
Arenisca cuarzosa translúcida, de color blanco a gris obscuro, de grano muy
fino, subangular a subredondeada, regular clasificación, matriz arcillosa,
cemento calcáreo con glauconita, fluorescencia natural amarillo opaco, corte
rápido, en algunos pozos se encuentra bioturbada.
FORMACIÓN NAPO (CENOMANIANO-CAMPANIANO)
Esta descansa en concordancia sobre la formación Hollín.
Litología: Lutitas y calizas con intercalaciones de areniscas.
La formación Napo es fácilmente reconocible es sísmica por la presencia de
reflectores fuertes que corresponden a secuencias marinas de aguas poco
profundas.
FORMACIÓN NAPO BASAL (ALBIANO INFERIOR-ALBIANO SUPERIOR)
Incluye la arenisca basal, las lutitas negras de la Napo inferior de Tschopp
(1953), Bristow y Hoffstetter (1977) y la arenisca “T”.
Su base está definida por el último banco arenoso masivo de la formación
69
Hollín, y su tope lo constituye el tope del último banco arenoso masivo de la
arenisca “T”. Por lo tanto la formación Napo Basal es equivalente a la Napo
inferior de Bristow y Hoffstetter (1977), excepto que ellos incluyen las lutitas de
la caliza “B” en la Napo inferior.
3.3.2 FORMACIÓN NAPO INFERIOR (ALBIANO SUPERIOR CENOMANIANO
SUP.)
La formación Napo Basal está sobreyacida por la formación Napo inferior, que
incluye la caliza “B”, las lutitas y la arenisca “U”. Su base está definida por el
tope del último banco arenoso masivo de la arenisca “T”. El Tope de la
formación Napo inferior lo constituye la base del banco calcáreo masivo de la
caliza A.
ARENISCA “T Inferior”
Arenisca cuarzosa de color café a café obscuro, de grano fino a muy fino,
subredondeada, moderadamente consolidada, matriz y cemento arcilloso,
regular saturación de hidrocarburos, corte rápido.
ARENISCA “T Superior”
Arenisca cuarzosa de color café claro, subtransparente a subtranslúcida, de
grano muy fino a fino, con regular clasificación, matriz arcillosa, cemento no
visible, glauconítica sin hidrocarburo.
CALIZA “B”
Caliza de color marrón a crema moteada con gris, dura a muy dura.
70
ARENISCA “U Inferior”
Es una arenisca cuarzosa de color café claro, de grano fino a muy fino, friable-
moderadamente consolidada, subredondeada, matriz arcillosa, con manchas de
hidrocarburo, fluorescencia natural amarillo verdoso, corte moderadamente
rápido.
ARENISCA “U Superior”
Es una arenisca cuarzosa de color gris claro, de grano fino a medio,
subangular, de matriz arcillosa, cemento ligeramente calcáreo, con inclusiones
de glauconita y pirita, regular saturación de hidrocarburos, fluorescencia
amarillo blanquecina, corte rápido.
FORMACIÓN NAPO MEDIO (TURONIANO INFERIOR-CONIACIANO BASAL)
La base está definida por el banco calcáreo masivo de la caliza “A” y el tope por
el banco masivo de la caliza “M-2”.
CALIZA “A”
Es una caliza de color gris obscuro, blanquecina cremosa, de dura a muy dura,
en menor proporción asociada con glauconita y láminas de calcita.
CALIZA “M-2”
Caliza de color crema, gris, gris moteada con crema, moderadamente firme a
dura.
71
3.3.3 FORMACIÓN NAPO SUPERIOR (CONIACIANO INF. CAMPANIANO
MEDIO)
Incluye la caliza “M-1” de la zona subandina y lutitas, la base de la formación
Napo superior está definida por el tope del último banco calcáreo de la caliza
“M-2”, mientras que su tope es la discontinuidad erosiva mayor de la base de la
formación Tena, localmente expresada por la arenisca Basal Tena.
CALIZA “M-1”
Caliza de color café moteado con crema y gris a gris obscuro, moderadamente
dura.
CARACTERÍSTICAS DE LOS CRUDOS
La gravedad del crudo del yacimiento Hollín es de 30-34 ºAPI, con un
porcentaje en peso de azufre de 1.03% (un análisis). El crudo de “T” es de 19-
23 ºAPI con un contenido de azufre en una muestra de 2% en peso, y el
petróleo de “U” es de 20 ºAPI.La figura 3.4 muestra la ubicación de los pozos.
Tabla 3.2 Parámetros petrofísicos de la zona hollín.
POZO
Ø PROMEDIO
K PROMEDIO
ρ GRANO
# (%) (md) (g/cc)
CONONACO – 04 8,1 570,2 2,53
CONONACO – 20 16,44 1952,33 2,64
CONONACO – 24 15,87 1311 2,64
CONONACO – 26 16.60 804,34 2,64
CONONACO – 27 12.25 409.87 2,638
(Petroprodución, 2012)
72
Tabla 3.3 Reporte de producción del campo Cononaco
POZO YACIMIENTO FECHA BPPD CORTE H2O GOR °API
#
(%)V Scf/Bl 6 "U" 30/09/2008 119 50 84 19,6
9 "U" 30/09/2008 302 1 3 18,5
5 "Ui" 01/11/2002 269 12 1 18,3
11 "U"+"T" 22/10/2004 110 3 573 19,4
2 "T" 30/09/2008 191 10 308 19
14 "T" 30/09/2008 274 14 4 21,2
16 "T" 30/09/2008 153 12 6 18,6
20 "T" 30/09/2008 199 36 67 18
21 "T" 30/09/2008 144 80 47 19
22 "T" 29/02/2008 97 30 10 18,5
23 "T" 30/09/2008 151 9 7 18,7
28 "Ti" 30/09/2008 77 45 11 18
27 HOLLIN + "T" 30/09/2008 303 10 99 23,9
35 HOLLIN + "T" 30/09/2008 182 70 35 21
4 "Hs" 30/09/2008 179 48 22 32
8 "Hs" 30/09/2008 501 30 2 32,8
10 "Hs" 01/05/2000 109 20 15 19,6
25 "Hs" 30/09/2008 239 66 22 28,5
7 "Hs" + "Hi" 30/09/2008 141 60 895 33,2
18 "Hs" + "Hi" 30/09/2008 500 60 141 32,6
20 "Hs" + "Hi" 28/02/2006 282 80 43 34,4
13 HOLLIN 30/09/2008 249 90 8 32
20 HOLLIN 12/11/2004 229 70 53 34,4
1 "Hi" 30/09/2008 432 40 21 32,2
3 "Hi" 30/09/2008 237 68 4 33
15 "Hi" 30/09/2008 205 40 3 33
17 "Hi" 02/12/2004 243 75 68 32,5
19 "Hi" 23/01/2003 90 8 13 33,6
24 "Hi" 30/09/2008 392 55 240 33
29 "Hi" 30/09/2008 202 56 5 33,3
30D "Hi" 30/09/2008 473 68 57 31,4
31 "Hi" 29/02/2008 138 80 33 30,8
32 "Hi" 30/09/2008 491 68 20 32,5
33 "Hi" 30/09/2008 333 72 58 32,9
34 "Hi" 30/06/2008 230 40 4 17,5
12B Pozo Inyector
26 Pozo seco
(Petroprodución, 2012)
73
Figura 3.4 Mapa de ubicación de pozos del Campo Cononaco
(Petroprodución, 2012)
74
3.3.4 MÉTODOS DE APLICACIÓN DE LOS INHIBIDORES DE CORROSIÓN
Los principales sistemas de aplicación que se describen a continuación son
utilizados mayormente en la producción primaria de agua y petróleo y en los
sistemas de disposición final y de inyección de agua a la formación.
Los diferentes métodos se aplican de acuerdo a los volúmenes de producción,
sistema de levantamiento petróleo, agua o aceite, tipo de corrosión
prevaleciente, contenido de gases corrosivos etc.
Podemos describir los siguientes métodos principales en éste tipo de
operaciones:
Inyección continúa
Directamente al espacio anular, a la tubería etc.
A fondo de Pozo utilizando tubería capilar
Directamente en el fluido de trabajo de un pozo productor
Inyección en batch:
Directo en el equipo, al fondo de pozo, tuberías de transmisión
Por desplazamiento tubular
Tratamiento de forzamiento a la formación
3.3.4.1 INYECCIÓN CONTINÚA
Es la aplicación uniforme del inhibidor por unidad de tiempo y existen varias
opciones:
75
Inyección continua hacía el espacio anular.- Es el sistema más
comúnmente utilizado en sistema de producción con bombas electro-
sumergibles. De acuerdo a este método, el inhibidor de corrosión es
inyectado en el espacio anular utilizando un pequeña corriente de fluidos
producidos equivalente a 50-200 barriles según la profundidad del pozo y
el nivel de fluido dentro del anular. Normalmente es aceptable entre 1 a 2
% del volumen total de fluidos producidos. La solubilidad del inhibidor
debe ser acorde con los niveles de fluido. La figura 3.5 muestra la
aplicación de inhibidores de corrosión. Para niveles de 500 pies o más
sobre la bomba, deben utilizarse inhibidores solubles en la salmuera.
Entre 100 y 500 pies se pueden utilizar inhibidores solubles en aceite y
dispersibles en sal muera. Para niveles menores de 100 pies, pueden
utilizarse inhibidores solubles en aceite. La figura 3.6 muestra el sistema
de Inyección de Inhibidores
Inyección continúa por tubería capilar.- Es el mejor método de
aplicación para cualquier tipo de instalación. Es relativamente costoso
por que supone la instalación de un tubo de acero inoxidable hasta el
mismo fondo del pozo (perforaciones), pero elimina todos los problemas
de transporte del inhibidor hacia las zonas a proteger. Su instalación es
económicamente más favorable en pozos que tienen alto nivel de
producción y condiciones muy corrosivas.Debido a la alta cabeza
hidráulica, la bomba no requiere alta potencia y puede utilizarse cualquier
bomba de inyección. La tubería puede ser recuperada en cada servicio
de pozo y vuelta a instalar tomando las precauciones del caso.
76
Figura 3.5 Aplicación de Inhibidores de Corrosión
(Ramos, 2010)
Figura 3.6 Sistema de Inyección de Inhibidores
(Ramos, 2010)
77
Inyección continúa en el fluido de trabajo.- Este método es
extensamente aplicado en sistemas de levantamiento con gas y en
sistemas hidráulicos. En este caso el inhibidor se inyecta directamente
en las tuberías que transportan éstos fluidos: gas y liquido motor
respectivamente.
Inyección en Batch.- La inyección en batch consiste en inyectar
cantidades fijas del inhibidor de corrosión cada cierto intervalo de tiempo
a frecuencias determinadas por el tipo de producción, y el tipo de
instalación.
Inyección continúa en el fluido de trabajo.- Este método es
extensamente aplicado en sistemas de levantamiento con gas y en
sistemas hidráulicos. En este caso el inhibidor se inyecta directamente
en las tuberías que transportan éstos fluidos: gas y liquido motor
respectivamente. La figura 3.7 muestra un diagrama de un tratamiento de
forzamiento.
Figura 3.7 Muestra de un diagrama de un tratamiento forzamiento
(Ramos, 2010)
78
Este tipo de tratamiento no es recomendable en formaciones con las siguientes
características:
Formaciones que contienen ciertos tipos de arcillas o permeabilidad muy
baja.
Pozos muy calientes: Temperaturas de fondo mayores de 350 °F.
Pozos con contenido alto de H2S.
Pozos con formaciones secas. Sin producción de agua o hidrocarburos.
Pozos que producen más de 1000 bls. /dia de líquidos. Extensiones muy
cortas de tratamiento.
Pozos con insuficiente presión de fonda, para descargar o levantar la
solución de tratamiento utilizada.
Es muy importante que antes de proceder a un tratamiento de forzamiento,
debe solicitarse toda la información necesaria al respectivo Dpto. de
Reservorios.
3.5 EFECTOS DE FLUJOS MULTIFÁSICOS SOBRE LA
CORROSIÓN.
El buen entendimiento del flujo de fluidos en un estudio de corrosión interna es
de vital importancia, sea este un flujo monofásico o multifásico. La pérdida de
hierro en tuberías e instalaciones de acero ocurre por una reacción
electroquímica; esta corrosión se intensifica por una transferencia de masa de
los iones Fe+2
lejos de la pared de la tubería, y en algunos casos la reacción de
corrosión por sí misma es el factor limitante de la velocidad de corrosión, y en
79
otros casos es acelerado por efectos de la velocidad del fluido en varias
maneras.
La velocidad de flujo acelera la corrosión debido a que:
Incrementa la tasa de transferencia de masa.
Remueve la película protectora de la pared del metal (Productos de
corrosión, inhibidores) por el golpe de gotas de líquido o burbujas de
gas.
Remueve la película protectora de la pared del metal por el esfuerzo
cortante sobre la pared de la tubería.
Ocasiona daños mecánicos de la tubería por abrasión de partículas
sólidas arrastradas por los fluidos.
Permite el crecimiento de bacterias cuando el fluido se encuentra bajo
depósitos.
3.5.1 VELOCIDAD SUPERFICIAL
La velocidad superficial de una fase en un flujo multifásico es calculado
como si estuviera solo. Se calculan por las siguientes formulas.
Ecuación 3.1: Velocidad superficial del gas
VSG =𝑀𝑃𝐶𝐷∗𝑇∗𝑍
𝑃∗3060∗𝐴 [3.1]
80
Ecuación 3.2: Velocidad superficial del líquido
𝑉𝑆𝐿 =𝐵𝐹𝑃𝐷∗0,000065
𝐴 [3.2]
Ecuación 3.3: Velocidad superficial de la mezcla
𝑉𝐸𝐿𝑂𝐶𝐼𝐷𝐴𝐷 𝑆𝑈𝑃𝐸𝑅𝐹𝐼𝐶𝐼𝐴𝐿 𝐷𝐸 𝐿𝐴 𝑀𝐸𝑍𝐶𝐴𝐿 = 𝑉𝑆𝐺 + 𝑉𝑆𝐿 [3.3]
Dónde:
MPCD= Flujo de gas (miles de pies cúbicos por día).
VSG = Velocidad superficial del gas (pie/s).
VSL= Velocidad superficial del líquido (pie/s).
BFPD= Flujo de líquido en barriles de fluido por día.
T= Temperatura absoluta (°R).
Z= Factor de compresibilidad (Se utiliza 0,9 si es desconocido).
P= Presión fluyente (psia).
A= Área se la sección transversal de la tubería (pie2)
81
3.5.2 VELOCIDAD LÍMITE
La norma API RP 14E sugiere la siguiente fórmula para estimar la velocidad
límite o erosional.
Ecuación 3.4: Velocidad límite
𝐕E =𝐶
√𝜌 [3.4]
Dónde:
VE= Velocidad erosional (pie/s).
C= Constante (Comúnmente se utiliza 100 y toma el valor de 85 cuando el
fluido arrastra 5-10% sólidos).
𝜌M = Densidad promedio de la mezcla gas/líquido (lb/pie3).
Ecuación 3.5: Densidad promedio de la mezcla gas/líquido
𝜌𝑀 =12409∗SL∗P+2.7∗Sc∗P
198.7∗P+RT [3.5]
Dónde:
SL = Gravedad específica de la mezcla de líquidos.
P= Presión (psia).
SG= Gravedad específica del gas.
82
R= Relación gas/líquido (pie3/bbl).
T = Temperatura (°R).
Los datos de velocidad se utilizan en el desarrollo de optimización de
programas de tratamiento anticorrosivo. La relación de velocidad es definido
como la relación de la velocidad real de la mezcla entre la velocidad límite
establecida por las normas API, el cual sitúa una corrosión por erosión
significativa cuando se opera a una velocidad de flujo mayor que 0,8 veces la
velocidad erosional.
3.6 TRATAMIENTO QUÍMICO DE LA CORROSIÓN
El tratamiento químico de la corrosión implica la inyección de inhibidores de
corrosión. Los inhibidores son sustancias químicas que protegen al metal contra
el ataque electroquímico de soluciones agresivas. Son usados ampliamente por
la industria para modificar el comportamiento de las aguas, a efectos de un
mejor control de la corrosión. Estos proporcionan a la superficie del metal un
cierto nivel de protección que puede ser por:
Incremento del comportamiento de la polarización aniónica o catódica
Disminución del movimiento o difusión de iones a la superficie metálica.
Incremento de la resistencia eléctrica de la superficie del metal.
Los inhibidores de corrosión hacen su trabajo a dosis relativamente bajas (en
ppm) y normalmente no interaccionan químicamente en proporciones
estequiométricas. El comportamiento de los inhibidores puede ser muchas
veces peligroso, ya que en función de la concentración o de las circunstancias,
83
pueden jugar tanto el papel de inhibidores como de estimuladores de la
corrosión.
Los químicos comúnmente utilizados son las aminas derivadas de los
hidrocarburos alifáticos o cíclicos y el principio de operación de la mayoría de
estos inhibidores de corrosión es la adsorción en la superficie metálica creando
una barrera que impide la acción del agente corrosivo. En la composición global
de los inhibidores de corrosión se utilizan varias sustancias. Los ingredientes
principales son los activos fílmicos (moléculas orgánicas) y el solvente. Los
activos son de dos tipos: solubles en hidrocarburos y solubles en agua. La
figura 3.8 muestra la foto de un tanque anticorrosivo.
Figura 3.8 Tanque anticorrosivo
3.6.1 CLASIFICACIÓN DE LOS INHIBIDORES DE CORROSIÓN
Existen varias formas de clasificarlos, de las cuales la más aceptada es debida
a su mecanismo de acción. Esta clasificación comprende:
84
a) INHIBIDORES PASIVANTES (ANÓDICOS)
Actúan formando un compuesto insoluble (óxido férrico), el cual precipita en los
lugares anódicos, evitando la reacción anódica y por tanto, inhibiendo todavía
más la corrosión. Ejemplos de estos son ciertos fosfatos, tungstenos y
molibdenos que requieren la presencia de oxígeno para pasivar el acero, y los
inhibidores que pueden pasivar el acero en ausencia de oxigeno como cromato
sódico, nitritos, nitratos. Estos inhibidores son los más efectivos y por lo tanto
los más utilizados. Uno de los principales problemas de los inhibidores anódicos
es que tienen que estar presentes en una concentración suficiente, con el
objeto de asegurar que cualquier posible defecto en la película de óxido será
cubierto, ya que de lo contrario puede ocurrir una corrosión por picaduras
(localizada) muy intensa.
b) INHIBIDORES CATÓDICOS
Actúan sobre toda la superficie y son menos eficaces. Reducen la corrosión
mediante la formación de una capa o película de alta resistencia eléctrica sobre
la superficie, la cual funciona como una barrera para la corriente de corrosión.
Estos funcionan por tres mecanismos diferentes:
Como venenos catódicos.
Como precipitados catódicos.
Secuestrantes de oxígeno.
Entre los inhibidores catódicos se encuentran el sulfato de cinc, sulfato de
magnesio, bicarbonato de calcio, entre otros.
c) INHIBIDORES ORGÁNICOS
Los efectos anódicos y catódicos son observados algunas veces en la
presencia de inhibidores orgánicos, pero como una regla general, los
85
inhibidores orgánicos afectan toda la superficie del metal cuando se encuentran
en una concentración suficiente. Los inhibidores orgánicos son comúnmente
designados como formadores de film que protegen al metal por la formación de
un film hidrofóbico en la superficie del mismo. Su efectividad depende de la
composición química, la estructura molecular y la afinidad por la superficie del
metal. Como la formación del film es un proceso de adsorción, la presión y la
temperatura del sistema son factores importantes.
En este tipo de inhibidores, el constituyente catódico disminuye la velocidad de
corrosión y así permite al constituyente anódico "sellar" la capa de óxido con
una concentración mucho menor que si estuviera actuando solo. Actualmente,
los sistemas de inhibidores que se están empleando para el control de la
corrosión de aguas son de este tipo, por ejemplo, el sistema cromato/polifosfato
de zinc.
3.6.2 APLICACIÓN DE LOS INHIBIDORES DE CORROSIÓN
La selección de un inhibidor es muy importante, pero la propia aplicación de un
inhibidor es aún más importante. Si un inhibidor no cubre las áreas corrosivas,
no puede ser efectivo. La máxima protección de corrosión puede ser alcanzada
por la continua inyección del inhibidor a través de la tubería dual, capilar,
perforada o por los mandriles. Alguno de estos métodos suministrará una
continua aplicación de inhibidor para mantener la protección de la corrosión.
Las concentraciones del inhibidor son basadas en el volumen del fluido
producido, dependiendo de la severidad de las condiciones. Muchos de los
pozos no están equipados con facilidades para el tratamiento continuo y deben
ser tratados por algún tipo de tratamiento por bache.
86
3.6.3 BIOCIDAS
El sulfuro de hidrógeno (H2S) proveniente de la actividad de las bacterias
sulfato-reductoras (BSR), precipita al combinarse con metales pesados y forma,
en la mayoría de los casos, una película negra de sulfuro de hierro (FeS), que
puede producir taponamientos y pérdidas localizadas de metal denominada
picado. Las bacterias se asocian entre sí mediante la producción de una matriz
polisacárida conocida como biopelícula, la cual les permite adherirse a la
superficie metálica, acumular nutrientes y protegerse de cambios externos
adversos. Cuando esta “gelatina” se adhiere en la interfaz metal/producto se
genera un proceso de ataque al metal caracterizado por una expansión
concéntrica circular con respecto al cúmulo de bacterias, presenta
excavaciones con bordes definidos, redondeados, no angulosos, tipo
sacabocado y agrupados a manera de panal de abejas. Esta morfología, típica
de la corrosión bacteriana, es un elemento clave para determinar la
participación de los microorganismos en procesos de corrosión interna.
En la mayoría de los casos, eliminar la presencia de microorganismos resulta
imposible, ya que pueden estar asociados a la misma formación o entrar
durante las primeras fases de la explotación. Por lo tanto, la alternativa
aplicable es implementar programas de mitigación mediante el uso de agentes
químicos con acción biocida, que permitan mantener los niveles poblacionales
de bacterias controlados para que no representen una amenaza por corrosión
interna. La figura 3.9 muestra un tanque de Biocidas.
87
Figura 3.9 Tanque de Biocidas
Existen dos tipos de biocidas:
Oxidantes, que en su mayoría son utilizados en sistemas de
tratamiento de aguas con bajo contenido de materia orgánica. En
este caso, el químico “quema” la bacteria y destruye sus
estructuras celulares de forma inmediata.
No oxidantes, usados principalmente en sistemas que tienen
altas concentraciones de materia orgánica, como el agua de
producción petrolera. En este caso, el químico altera procesos
metabólicos y fisiológicos del microorganismo, que luego de cierto
tiempo de contacto produce la inhibición de crecimiento y
finalmente muere.
88
3.7 INCRUSTACIÓN
Son consideradas como depósitos inorgánicos adherentes y duros, formados
principalmente por minerales disueltos en agua, cuando se excede el producto
de solubilidad, debido a cambios de presión, temperatura u otras variables que
permiten que estos salgan de solución y precipiten. Las incrustaciones son
comunes en aguas de campos petroleros y se forma por combinación del ion
calcio con iones carbonato y bicarbonato.
3.7.1 TIPOS DE INCRUSTACIÓN
Tabla 3.2 Tipos de deposiciones inorgánicas de acuerdo a su solubilidad en
algunos compuestos
Nombre químico Formula química Nombre mineral
Deposiciones solubles en agua
Cloruro de sodio NaCl Halita
Deposiciones solubles en ácido
Carbonato de calcio CaCO3 Calcita
Carbonato de hierro FeCO3 Siderita
(Ramos, 2012)
89
Tabla 3.3 Continuación. Tipos de deposiciones inorgánicas de acuerdo a su
solubilidad en algunos compuestos
Nombre químico Formula química Nombre mineral
Sulfuro de hierro FeS Trolita
Óxido de hierro Fe2O3 Hematita
Óxido de hierro Fe3O4 Magnetita
Hidróxido de magnesio Mg(OH)2 Brucita
Deposiciones insolubles en ácido
Sulfato de calcio CaSO4 Anhidrita
Sulfato de calcio hidratado
CaSO4.2H2O Yeso
Sulfato de bario BaSO4 Barita
Sulfato de estroncio SrSO4 Celestita
Sulfato de bario-estroncio BaSr(SO4)2-
(Ramos, 2012)
3.7.2 FACTORES QUE INCIDEN EN LA FORMACIÓN DE INCRUSTACIONES
3.7.2.1 CONCENTRACIÓN IÓNICA
La composición iónica del agua tiene mayor impacto sobre la deposición de
escamas. Si los iones que forman las incrustaciones no están presentes en el
agua, ellos no pueden unirse y precipitar. Para lograrlo deben estar disueltos en
concentraciones que exceden sus solubilidades a una presión o temperatura
dada.
3.7.2.2 CAÍDAS DE PRESIÓN
La solubilidad de un gas en un líquido es directamente proporcional a la presión
parcial que ejerce el gas arriba del agua. A mayor presión, mayor solubilidad del
gas en el agua. El CO2 disuelto en el agua reacciona para formar ácido
carbónico, el cual reduce el pH y la precipitación del carbonato de calcio. Si la
90
presión es reducida, el dióxido de carbono comienza a actuar desde el agua
aumentando el pH y precipitando el carbonato de calcio débil cuando es
mezclado con agua.
3.7.2.3 CAMBIOS DE TEMPERATURA
La temperatura afecta la solubilidad de los iones, gases y la velocidad de
muchas reacciones; a mayor temperatura mayor será la rapidez con la que
ocurren las reacciones. La solubilidad de muchas sustancias crece con la
temperatura, aunque sus solubilidades están limitadas. La solubilidad del sulfato
de bario y estroncio decrece ligeramente con el aumento de la temperatura. El
carbonato de calcio tiene una solubilidad inversa, cuando la temperatura
aumenta su solubilidad disminuye. La solubilidad de sulfato de calcio aumenta
con la temperatura hasta 96 °F, después disminuye tan pronto comienza a
incrementarse. Cuando la temperatura aumenta, la solubilidad de los gases
ácidos tales como CO2 y H2S decrecen, como esos gases ácidos evolucionan
desde el agua, el pH incrementa y la deposición de escamas de carbonato de
calcio por consiguiente también aumenta.
3.7.2.4 PH
El pH influye en la solubilidad del carbonato de calcio en el agua. A más bajo
pH, mayor será la solubilidad del carbonato de calcio.
3.7.3 MEZCLA DE DOS O MÁS AGUAS INCOMPATIBLES
Una agua que contenga iones bario (Ba+2) no debe mezclarse con otra que
contenga iones sulfatos (SO42-), pues reaccionarán para tratar de formar el
sulfato de bario. Aguas que contienen altas concentraciones de calcio, tampoco
deben unirse con las que tienen altas concentraciones decarbonato, puesto que
el carbonato de calcio o de bario pueden precipitar.
91
3.7.3.1 TURBULENCIAS
La turbulencia crea caídas de presión, la cual reduce la presión parcial y libera
gases ácidos. Esto resulta en un incremento del pH y la tendencia de carbonato
de calcio a precipitar, también impactan a la solubilidad del carbonato de calcio.
3.7.3.2 TRATAMIENTO QUÍMICO PARA LA INCRUSTACIÓN
El tratamiento químico para la incrustación comprende el empleo de productos
químicos que pueden demorar, reducir o prevenir la formación de
incrustaciones cuando se adicionan en pequeñas cantidades a aguas
normalmente formadoras de depósitos. Funcionan con alguno de los siguientes
mecanismos:
Previniendo la nucleación, lo que bloquea la formación de los cristales.
Evitando el crecimiento de los cristales cuando estos comienzan a
formarse; en este caso el inhibidor se adsorbe sobre la superficie de los
cristales mientras estos son diminutos y previenen así su crecimiento.
Evitando que se adhieran a depósitos incrustantes ya formados.
3.7.3.3 MECANISMOS DE LOS INHIBIDORES DE INCRUSTACIÓN
Los inhibidores de incrustaciones usualmente trabajan para prevenir la
nucleación o el proceso de crecimiento de estos cristales.
Efecto umbral
Es la capacidad que tienen los inhibidores de incrustación de mantener grandes
cantidades de sales incrustantes en solución. Algunos fosfonatos son
92
excelentes inhibidores por efecto umbral y su relación aproximada es de 1
molécula de fosfonato por 5000 o 10000 moléculas de sal incrustante [16]. La
forma de actuar de estos productos es que se adsorbe sobre los puntos de
crecimiento del cristal incrustante, alterando de este modo su modelo de
crecimiento, de manera tal que los cristales se formen lentamente y de manera
distorsionada.
Secuestrantes
Actúan formando un complejo estable y soluble en agua con el ión metálico. En
este caso, la relación de producto-ión metálico es un balance molecular de 1:1.
Se trata de una forma más costosa de prevenir incrustaciones pero bastante
efectiva. Los quelatos se usan para reducir las concentraciones de los iones de
calcio y la tendencia incrustante [16]. La formación de un complejo metálico
soluble es específicamente definida como proceso de secuestro. Los agentes
secuestrantes pueden ser orgánicos e inorgánicos, pero más comúnmente se
conocen los orgánicos.
Dispersantes
Son polímeros sintéticos derivados del ácido acrílico: poliacrilatos,
poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas, copolímeros, termopolímeros y
dispersantes orgánicos naturales como taninos, lignosulfatos, almidones, etc.
Actúan adsorbiéndose sobre la superficie de la partícula coloidal y reforzando
de esta forma su carga negativa, produciendo un efecto de repulsión contra
otras partículas. De esta forma se evita un aglomeramiento para formar
partículas más grandes que precipitan.
93
3.7.3.4 TIPOS DE INHIBIDORES DE INCRUSTACIÓN
3.7.3.5 ORGÁNICOS
Esteres: Son efectivos para el control de depósitos de sulfatos, efectivos
a más bajas concentraciones que otros tipos de inhibidores, funcionan
como modificador de crecimiento de cristales. Se desgastan muy rápido
porque se adsorben sobre los sólidos suspendidos.
Fosfonatos: Son recomendados para el tratamiento de carbonato de
calcio, actúan como modificador de cristales e inhiben gran cantidad de
depósitos incrustantes. Son afectados por altas concentraciones de
hierro y presentan problemas potenciales de solubilidad en salmueras
con alto contenido de calcio.
Polímeros: Se usan a altas temperaturas (> 350 °F) y sirven para la
mayoría de los tipos de incrustaciones. Actúan como modificadores de
cristales y deben usarse en concentraciones elevadas. Como tienen
elevado peso molecular, se ve limitada su solubilidad en salmueras de
calcio. La figura 3.10 muestra una foto de un tanque que contiene
químico antiscala.
3.7.3.6 INORGÁNICOS
Polifosfatos inorgánicos: Son materiales sólidos no cristalinos, que
funcionan como modificador de cristales. Pueden presentar problemas
de reversión (hidrólisis del polifosfato a ortofosfato), poseen baja
solubilidad en salmueras de gran contenido de calcio, pueden formar
precipitados de fosfato de calcio.
94
Figura 3.10 Tanque conteniendo químico antiscala
3.7.4 USO DE INHIBIDORES DE CORROSIÓN.
Son productos químicos, de una diversidad de tipos y moléculas que se utilizan
para reducir o eliminar la corrosión. En el pasado, los inhibidores se producían
básicamente a base de moléculas que contienen nitrógeno, en el presente, las
moléculas a base de nitrógeno han sido modificadas agregándose moléculas
orgánicas conteniendo azufre, fósforo y otros elementos, los cuales han
permitido mejorar la eficiencia de los inhibidores de corrosión contra la
presencia de oxígeno, altas concentraciones de CO2 y H2S y en flujos de alta
velocidad y turbulencia.
Generalmente se inyectan en dosis relativamente pequeñas en las partes
iniciales del sistema de producción, espacio anular o cabezal del pozo para que
se dispersen en los fluidos producidos y luego se absorban a las superficies.
95
MÉTODOS DE APLICACIÓN DE LOS INHIBIDORES DE CORROSIÓN
Los principales sistemas de aplicación que se describen a continuación
son utilizados mayormente en la producción primaria de agua y petróleo
y en los sistemas de disposición final y de inyección de agua a la
formación.
Los diferentes métodos se aplican de acuerdo a los volúmenes de
producción, sistema de levantamiento petróleo, agua o aceite, tipo de
corrosión prevaleciente, contenido de gases corrosivos etc.
Podemos describir los siguientes métodos principales en éste tipo de
operaciones: La figura 3.11 muestra una foto de un tanque que contiene
químico inhibidor de corrosión.
Figura 3.11 Tanque conteniendo químico inhibidor de corrosión
96
Inyección continúa
Directamente al espacio anular, a la tubería etc.
A fondo de Pozo utilizando tubería capilar.
Directamente en el fluido de trabajo de un pozo productor
Inyección en batch:
Directo en el equipo, al fondo de pozo, tuberías de transmisión
Por desplazamiento tubular
Tratamiento de forzamiento a la formación
CUALIDADES QUE DEBEN REUNIR LOS INHIBIDORES DE CORROSIÓN
Debe ser capaz de incorporarse en la película formada por el producto de
corrosión sobre la superficie metálica y establecer una barrera orgánica que
impida el contacto de los agentes oxidantes, O2, CO2 y H2S entre los
principales, con la pared del metal.
En resumen, un inhibidor para ser efectivo debe tener las siguientes
condiciones:
Alcanzar rápidamente la superficie metálica y absorberse
rápidamente (Buena solubilidad ó dispersibilidad en el agua a
ser tratada).
97
Interactuar fuertemente con la superficie metálica para formar
una unión que resista su disolución o dispersión posterior.
Formar una barrera protectiva insoluble en agua y que
permanezca intacta en condiciones de alto rozamiento o
velocidad del fluido.
No existe un inhibidor perfecto, que cumpla todos los requerimientos, sin
embargo, cada empresa tiene en desarrollo estudios para analizar y evaluar
diferentes tipos de moléculas y cada vez se están desarrollando inhibidores de
corrosión más eficientes, considerando las características de los fluidos y las
condiciones de operación existentes en cada campo.
ANÁLISIS DE
RESULTADOS Y
DISCUSIÓN
98
4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
La corrosión puede ser controlada de varias maneras, existen muchas
tecnologías desarrolladas para atacar los fenómenos de corrosión. Entre las
técnicas más populares figuran las siguientes:
Aplicación de inhibidores de corrosión.
Protección catódica.
Aplicación de recubrimientos y pinturas.
Utilización de materiales resistentes a la corrosión.
Metalurgia especializada.
Plásticos resistentes.
Mejoramiento del Diseño
4.1 TÉCNICAS PARA LA MEDICIÓN DE CORROSIÓN
La medición de la corrosión emplea una variedad de técnicas destinadas a
determinar qué tan corrosivo es el ambiente del sistema y a que tasa o rapidez
se experimenta la pérdida de metal. La medición de la corrosión es un método
cuantitativo por medio del cual la efectividad de las técnicas de control y
prevención de la corrosión pueden ser evaluadas y proveer la retroalimentación
necesaria para optimizarlas. Existe una amplia variedad de técnicas para la
medición de la corrosión, incluyendo:
99
Análisis químico: medición de pH, gas disuelto (O2, CO2, H2S), conteo
de iones metálicos (Fe2+, Fe3+), análisis microbiológico.
Pruebas no destructivas: ultrasonido, radiografía, termografía, corriente
Eddy/ Flujo Magnético, cochinos inteligentes.
Datos operacionales: pH, tasa de flujo, presión, temperatura.
Fluido electroquímico: medición de potencial medición potencio-
estática, medición potencio-dinámica, impedancia A.C.
Monitoreo de corrosión: cupones de pérdida de peso, resistencia
eléctrica, polarización lineal, penetración de hidrógeno, corriente
galvánica.
Las técnicas de monitoreo de corrosión proveen una medición directa y en línea
de la pérdida de metal y/o tasa de corrosión en el sistema de un proceso
industrial. Típicamente, un programa de medición de la corrosión, inspección y
mantenimiento utilizado en cualquier industria, emplea una combinación de
técnicas de medición en línea, directa e indirecta.
Monitoreo de corrosión: directa y en línea.
Pruebas no destructivas: directas.
Análisis químicos: indirecta y desconectada.
Datos operacionales: indirectas y en línea.
100
4.2 TÉCNICAS DE MONITOREO DE CORROSIÓN
Existe un gran número de técnicas para el monitoreo de la corrosión. La lista
siguiente detalla las más comunes usadas en las aplicaciones industriales:
Cupones de corrosión (Medición de pérdida de peso).
Resistencia eléctrica (Probetas E/R).
Resistencia de polarización lineal (Probetas LPR).
Galvánica (ZRA)/Potencial.
Penetración de hidrógeno.
Microbiológica.
Erosión por arena.
De las técnicas mencionadas, la de los cupones de corrosión, el método E/R y
el método LPR constituyen los más importantes en el monitoreo de la corrosión
industrial.
4.3 MONITOREO DE LA CORROSIÓN
La tasa de corrosión determina que tan duradera puede ser la vida útil de una
planta y su seguridad operacional. La medición de la corrosión y las acciones
para remediar las tasas de corrosión elevadas permiten incrementar la
efectividad costo-operativa de la planta, para alcanzar la reducción de los
costos asociados a la renovación de las instalaciones de un proceso.
101
4.3.1 MÉTODOS INDIRECTOS
4.3.1.1 CUPONES DE CORROSIÓN.
Este método se basa en la exposición por un tiempo determinado de una
muestra (cupón) del mismo material de la estructura supervisada, en el mismo
ambiente corrosivo al que la estructura está expuesta.
Los cupones de corrosión tienen diferentes presentaciones y van de acuerdo a
las necesidades del sistema, la figura 4.1 muestra los seis tipos más comunes:
y la figura 4.2 muestra un porta cupón.
Figura 4.1 Cupones de corrosión
(Ramos, 2010)
102
Figura 4.2Porta cupones
(Ramos, 2010)
La medición obtenida de los cupones al analizarse es la pérdida de peso que
ocurre en la muestra durante el período de tiempo al que ha sido expuesto,
expresada como tasa de corrosión.
Estos cupones se colocan de manera paralela al fluido para controlar el
desgaste a través del tiempo, por lo general se colocan primero que los
cupones de escala, para evitar la turbulencia que estos provocan y no obtener
datos equivocados.
Las fórmulas utilizadas para determinar la velocidad de corrosión con el uso de
cupones son las siguientes:
Ecuación 4.1: Velocidad de la corrosión con uso de cupones
𝑀𝑝𝑦 =𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑠𝑜 (𝑔𝑟)∗365
𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 (𝑔𝑟
𝑐𝑚3) ∗ 16.4 ∗ á𝑟𝑒𝑎 𝑒𝑥𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑎 (𝑝𝑢𝑙𝑔2) ∗ 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 (𝑑í𝑎𝑠)
[4.1]
103
Ecuación 4.2: Corrosión localizada
𝑀𝑝𝑦 = 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑒𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑚á𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑎 (𝑚𝑖𝑙é𝑠𝑖𝑚𝑎𝑠)∗365
𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑥𝑝𝑜𝑠𝑖𝑐𝑖ó𝑛 (𝑑í𝑎𝑠) [4.2]
Se establece como una buena regla, que en sistemas de agua y petróleo, no
debe haber más de 0.5 mpy como promedio (corrosión generalizada), y menos
de 25 mpy (corrosión localizada).
Cuando se hace la evaluación de los cupones, se saca y se lava con xileno, HCl
(15%), agua destilada, agua carbonatada y por último con IPA; una vez hecho
esto se hace secar y se pesa en la balanza analítica, por diferencia de pesos se
saca la velocidad de corrosión usando la siguiente fórmula:
Ecuación 4.3: Evaluación de la corrosión en los cupones.
𝑚𝑝𝑦 =22.3∗𝑤
𝐴𝐷𝑇 [4.3]
Dónde:
w = pérdida de peso (mg).
A = área del cupón (pulg2).
D = densidad del metal (g/cm).
T = tiempo de exposición (días).
En un típico programa de monitoreo, los cupones son expuestos entre unos 45
a 90 días antes de ser removidos para análisis del laboratorio. Las pérdidas de
104
peso resultantes de cualquier cupón expuesto por un período de tiempo, será el
valor promedio de corrosión que ha ocurrido en ese intervalo temporal. La
desventaja, es que si la tasa de corrosión varía durante el período de
exposición, es decir, si se incrementa o disminuye por alguna causa, dicho
evento no sería evidenciado en el cupón, sin poderse determinar su duración y
su magnitud. La figura 4.3 muestra la evaluación de un cupón.
MONITOREO DE LA CORROSION
EVALUACION DE CUPONESEVALUACION DE CUPONES MPY = PERD. PESO(grs) X 22,270
AREA (PULG2) x DIAS x d
VENTAJAS
FACIL INSTALACION
MEDICION DIRECTA
INSPECCION VISUAL
DESVENTAJAS
MEDICIONES LOCALES SOLAMENTE
MEDICION PROMEDIO EN TIEMPO
NO PERMITE EVALUACION DE CAMBIOS
EN EL TRATAMIENTO
Figura 4.3 Evaluación de cupones
(Ramos, 2010)
Tabla 4.2 Comparación de MPY con equivalentes de velocidad en unidades
métricas
Resistencia a la
Corrosión
MPY mm/año micra/año nm/h pm/s
Sobresaliente <1 <0.02 <25 <2 <1
Excelente 1-5 0.02-0.1 25-100 2-10 1-5
Bueno 5-20 0.1-0.5 100-500 10-50 5-20
Regular 20-50 0.5-1 500-1000 50-150 20-50
Malo 50-200 1-5 1000-5000 150-500 50-200
inaceptable 200+ 5+ 5000+ 500+ 200+
(Guzmán, 2008)
105
Para posibles cambios de unidad tener en cuenta:
1 mm/año=1000 μm/año=114 nm/hora=31,7 pm/s
Las unidades de penetración por unidad de tiempo son deseables desde el
punto de vista de ingeniería, pero la pérdida de peso por unidad de área por
unidad de tiempo, frecuentemente se expresa en miligramos por decímetro
cuadrado por día (mdd) y algunas veces son usadas en la investigación, los mm
de penetración por año. Para efectuar la conversión de milésimas de
penetración por año se usa el factor de conversión 1mpy = 1.44
(mdd)/Gravedad especifica.
Instrumentos de polarización lineal.- Proporciona una instantánea
velocidad de datos de corrosión, mediante la utilización de los
fenómenos de polarización. Estos instrumentos están disponibles
comercialmentecomo dos electrodos "CORRATER" y tres electrodos
"Pairmeter", la figura 4.4 muestra un instrumento de polarización lineal.
Figura 4.4 Instrumento de polarización lineal
(Ramos, 2010)
Sonda galvánica.- La sonda galvánica supervisa continuamente las
características de corrosión del fluido de perforación. Los electrodos
106
están montados en, pero aislados de, un roscado de alta presión
enchufe. Estos electrodos están conectados a cada uno y otros a través
de un amperímetro de CC capaz de detectar cuando la microamperios
sondas están sumergidos en un electrolito. La cantidad de flujo de
corriente en relación con el medio ambiente es una medida de su
corrosividad. Si el instrumento indica incremento actual de un sistema de
aire libre, generalmente implica la contaminación de sulfuro de
hidrógeno, pero la sonda galvánica es generalmente mejor adecuado
para detectar la corrosión influida por contaminación de oxígeno, la figura
4.5 muestra una zona galvánica.
Figura 4.5 Sonda Galvánica
(Ramos, 2010)
Cupones y testigos.- Dentro de ésta categoría, se utilizan dos métodos,
el método de cupones y el método de testigos.
107
El método de cupones consiste en la instalación de pequeñas láminas
del mismo material que el del equipo que se va a evaluar, previamente
preparadas y pesadas (a 0.001 de gramo), y luego se instalan en el
interior de la tubería manualmente o utilizando insertores especialmente
diseñados, éstos últimos a efectos de no parar el sistema
.
En algunas operaciones se utilizan secciones de tubería (testigos), que
se acoplan dentro de una tubería de producción, son del mismo material
de la tubería y también han sido previamente pesados. Estos testigos o
acoplamientos, se dejan también durante un tiempo, luego se retiran y
finalmente se analizan y pesan igual que los cupones.
Métodos eléctricos/electroquímicos:
Probetas de Resistencia a la Polarización Lineal.- Es uno de los
métodos más populares de medición de la velocidad de corrosión, por la
rapidez en obtener resultados y precisamente porque permite gracias a
ello, hacer correcciones inmediatas en el sistema. Básicamente consiste
en una probeta con dos ó tres electrodos que se pueden reemplazar y
que deben ser del tipo de metal que se va a evaluar, la figura 4.6
muestra una probeta de resistencia a la polarización.
108
MONITOREO DE LA CORROSION
PROBETA DE RESISTENCIA PROBETA DE RESISTENCIA
A LA POLARIZACIONA LA POLARIZACIONMPY =
DIF. POT. (E)
VENTAJAS
•FACIL INSTALACION
•MEDICION EN TIEMPO REAL
•MEDICION DIRECTA DE CORROSION
DESVENTAJAS
•REQUIERE EQUIPO ELECTRONICO
•REQUIERE MINIMA CONDUCTIVIDAD
DIF. CORR.(I)= KICORR.
CORRIENTE
IMPUESTA
A V
MEDIO CORROSIVO
Figura 4.6 Probeta de resistencia a la polarización
(Ramos, 2010)
MICROCOR, es la nueva tecnología para realizar el monitoreo de corrosión en
línea, que ha sido desarrollado para aumentar la velocidad de respuesta mucho
mejor que los monitoreos convencionales como los cupones, probetas ER,
probetas LPR, el MICROCOR se utiliza en todos los sistemas. La probeta
MICROCOR es una combinación de las probetas LPR y las probetas ER, la
figura 4.7 y 4.8 muestran unas probetas Microcor.
Figura 4.7 Probeta MICROCOR a la polarización
(Ramos, 2010)
109
Figura 4.8 QUICKSAND
(Ramos 2010)
Sistema que permite la rápida detección de la corrosión por erosión así como la
prevención de la deterioro de los equipos de sub suelo.
Software French Creck.- Sirve para calcular las tendencias del agua de
formación. Este software se instala para el servicio del tratamiento de
Antiescala y Anticorrosión en pozos, en la figura 4.9 muestra un software
French Creck.
110
Figura 4.9 Software French Creck
(Ramos, 2010)
Analizador Potentiodyne.-Es un instrumento que mide la corrosión utilizando
una probeta especial que permite obtener curvas de polarización. La forma de
estas curvas permite analizar valores de corrosión, reacciones electroquímicas
responsables de la corrosión y la performance del inhibidor de corrosión.
Probetas de Resistencia Eléctrica.- Es un método muy utilizado también en
las operaciones petroleras pero más en refinerías. Sin embargo también se
utilizan en operaciones de producción. Esta no permite obtener datos en forma
instantánea. Se requiere por lo menos dejarlas bajo exposición entre 24 horas a
varios días. El principio de operación de este tipo de probetas aplica la ley Ohm
de resistencia eléctrica, la figura 4.10 muestra varias probetas de resistencia
eléctrica.
111
Figura 4.10 Probeta de Resistencia Eléctrica
(Ramos, 2010)
Probetas Galvánicas.-Consisten en un par de electrodos de diferentes
metales: bronce y acero al carbón. Los electrodos se conectan a un medidor,
mientras la probeta se inserta en el medio corrosivo. Cuando los electrodos
alcanzan el equilibrio en el medio corrosivo, el flujo de corriente puede ser leído
en el medidor. El flujo de corriente es proporcional a la corrosividad del
ambiente, obteniéndose mediciones de corrosión en mpy’s. Este tipo de probeta
es muy aplicable a mediciones de oxígeno disuelto y tiene las mismas
limitaciones que los cupones de corrosión, en la figura 4.11 muestra una
probeta galvánica.
112
Figura 4.11 Probeta galvánica
(Ramos, 2010)
Otros métodos
Probeta de hidrógeno.- Es el equipo más simple consiste de un tubo de pared
delgada sellado en el extremo inferior y conectado en el superior a un
manómetro 0-100 psig. Su uso es extensivo en sistemas con alto contenido de
H2S y sirve para evaluar problemas de ampollamiento y fragilización causados
por la entrada de ión Hidrógeno a la estructura del metal, la figura 4.12 muestra
una probeta de hidrogeno.
113
Si hay presencia de ión hidrógeno éste atraviesa la pared del tubo y entra en
una cámara donde se convierte en H molecular (H2), aumentando su volumen y
con ello un aumento de presión, que se puede leer y evaluar con el manómetro
instalado.
Figura 4.12 Probeta de Hidrógeno
(Vizcaíno, 2008)
Ruido electroquímico.- En adición a la corrosión uniforme, también la
corrosión por picadura puede ocurrir en un sistema. El pit es un sitio de
alta densidad anódica de corriente. Si se puede situar un medidor de
corriente entre el lugar anódico de alta corriente y el metal adyacente, se
puede medir dicha corriente y con ello la corrosión por picadura. Los
114
equipos Corrater pueden medir dicha corriente utilizando los electrodos
similares. Este tipo de medición se ha denominado ruido electroquímico.
Es una nueva técnica de monitoreo que por el momento no se puede
utilizar en el campo, la figura 4.13 muestra ruido electroquímico.
Figura 4.13 Ruido Electroquímico
(Ramos, 2010)
4.3 APLICACIONES DE LAS TÉCNICAS DE MONITOREO DE
CORROSIÓN.
El monitoreo de corrosión es típicamente implementado en las siguientes
situaciones:
Procesos con riesgos asociados a niveles de presión, temperatura,
toxicidad, inflamabilidad y peligros de explosión.
115
Procesos altamente corrosivos.
Cambios en las condiciones operacionales que pueden causar cambios
significativos en las tasas de corrosión.
Auditar la efectividad de un inhibidor de corrosión.
En procesos con bacheos, donde la corrosión se presenta debido a
ciclos repetitivos.
En proceso con cambios en la alimentación.
Para evaluación de la corrosión de diferentes aleaciones.
En estructuras donde se utilice protección catódica o anódica.
Donde es de gran importancia supervisar los productos derivados del
fenómeno corrosivo.
4.4 DISEÑO PARA EL CONTROL ANTICORROSIVO EN
TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO DE POZOS.
4.4.1 MÉTODO DE PROTECCIÓN CATÓDICA.
Es una técnica preventiva utilizada para evitar o eliminar la corrosión mediante
la aplicación de corriente continua de bajo voltaje a la estructura que se desea
proteger, convirtiendo las áreas anódicas del metal (que sufre corrosión) en
una superficie catódica en su totalidad.
116
Existen dos procedimientos comúnmente usados para proveer protección
catódica.
Por el uso de ánodos de sacrificio y el uso de corriente impresa a través de
rectificadores.
4.4.2 PROTECCIÓN CATÓDICA CON ÁNODOS DE SACRIFICIO.
Este método consiste en unir eléctricamente el metal a proteger a uno menos
noble, es decir que este situado por encima de la serie electroquímica de los
metales, el mismo que al reaccionar con el medio ambiente (por ser el más
electronegativo) produce un flujo de corriente que protege a la estructura.
Debido a esto el ánodo se corroe y la estructura se vuelve cátodo y se protege.
La instalación de un ánodo se la realiza bajo tierra y va conectado a la tubería
por medio de un cable.
En las instalaciones comunes la corriente suministrada por los ánodos de
sacrificio es relativamente pequeña. Debido a ello se usa generalmente donde
existe poca necesidad de corriente de protección y en aquellos sitios donde la
resistividad del suelo es muy baja.
El uno de ánodo de sacrificio es recomendable para la protección de estructuras
que tengan superficies pequeñas y en terrenos cuyas resistividades del suelo
sean inferiores a los 5000 ohm – cm. En aquellas zonas donde exista más de
una estructura enterrada y donde no existan facilidades necesarias de energía
eléctrica, también es aconsejable utilizar ánodos de sacrificio debido a que no
originan problemas de interferencia con estructuras extrañas al sistema y no
necesitan de energía eléctrica para su operación.
117
4.5 PROTECCIÓN CATÓDICA POR CORRIENTE IMPRESA
Este sistema consiste en imprimir a la por proteger una corriente directa o
continua proveniente de una fuente exterior para eliminar el efecto
electroquímico o corrosión de dicha estructura, la figura 4.14 muestra un
esquema de protección catódica.
Actualmente la fuente más común de corriente continua utilizada en este
sistema es el trans- rectificador.
Figura 4.14 Esquema de protección catódica con corriente impresa de una
tubería enterrada
(Ramos, 2010)
El trans-rectificador es un aparato a través del cual la corriente alterna que
recibe es rectificada a corriente continua de bajo voltaje para ser aplicada a la
estructura por proteger. Estos aparatos van alineados con voltaje alterno (110-
120-380-440 vol), la frecuencia es de 50 a 60 Hz y están constituidos por un
118
transformador alimentado en el primario por el valor de la acometida y por un
grupo o puente de diodos de silicio o selenio a través del cual la corriente es
reducida y rectificada a corriente continua respectivamente.
La tensión de salida o de protección puede ser ajustada según las necesidades,
con la ayuda de regletas o por medio de un “variac” que permite una regulación
continua desde cero al valor máximo.
El voltímetro y amperímetro existentes en el trasn- rectificador controlan la
tensión de salida (voltaje) y la intensidad total de corriente (amperio).
Este sistema se complementa con un lecho o cama anódica a través del cual la
corriente continua que sale del trans- rectificador se descarga a tierra y luego
hacia la estructura a proteger, la figura 4.15 muestra un sistema de protección
catódica con ánodos de sacrificio.
Figura 4.15 Sistema de protección catódica con ánodos de sacrificio
(Ramos, 2010)
119
Los materiales del lecho anódico (ánodos) por tener como único propósito el de
descargar corriente, estén sujetos a corrosión siendo por tanto necesario que
sean de un material que se consuma a una tasa muy baja de corrosión (lbs *
Amp/Año) ejemplos: Ánodos de carbón, titanio, etc.
El número de ánodos utilizados en el lecho está relacionada directamente con
la cantidad de corriente de protección a aplicarse.
4.6 TÉCNICAS DE MONITOREO DE CORROSIÓN INTERNA
Un programa de control efectivo deberá incluir diversas técnicas de monitoreo,
con la premisa de que no hay una única técnica capaz de reportar toda la
información necesaria para asegurar el control de la corrosión. La medición de
la corrosión es un método cuantitativo por medio del cual la efectividad de las
técnicas de control y prevención de la corrosión pueden ser evaluadas y
proveer la retroalimentación necesaria para optimizarlas. El monitoreo permite
determinar la velocidad de corrosión de las estructuras metálicas y todos los
factores que influyen en la corrosividad del medio circundante como son: Las
características del proceso, la caracterización físico-química del sistema, las
condiciones de operación y corrosividad del ambiente.
Algunas técnicas para la medición de la corrosión pueden ser utilizadas
en línea, a través de un monitoreo constante del proceso, mientras que
otras mediciones deben ser determinadas a través de un análisis de
laboratorio.
Con las técnicas para el monitoreo de la corrosión se podría:
120
1. Promover una alarma anticipada de los daños potenciales que
ocurrirán en las estructuras de producción, de mantenerse las
condiciones corrosivas existentes.
2. Estudiar la correlación de los cambios en los parámetros en el
proceso y sus efectos en la corrosividad del sistema.
3. Diagnosticar un problema de corrosión particular, identificar sus
causas y los parámetros de control de la corrosión, como la
presión, temperatura, pH, caudal, etc.
4. Evaluar la efectividad de una técnica de prevención/ control de la
corrosión que se haya aplicado al sistema, tales como la inhibición
química.
5. Promover información relacionada con los requerimientos de
mantenimiento y condiciones de la planta.
4.6.1 TIPOS DE TÉCNICAS DE MONITOREO
El monitoreo e inspecciones de la corrosión de sistemas de líneas se
puede llevar a cabo mediante la sección precisa e integrada de las siguientes.
TÉCNICAS INTRUSIVAS DIRECTAS
TÉCNICAS FÍSICAS
Probeta de resistencia eléctrica (ER).
Prueba de pérdida de peso (WL).
121
CUPONES DE CORROSIÓN
Los cupones de corrosión son usados generalmente en las pruebas de
pérdida de peso. Seleccionados apropiadamente, estos cupones proveerán
estimados cuantitativos de la rata de corrosión, así como evidencia física del
tipo de corrosión que ocurre en el ambiente del proceso. Para proveer datos
reproducibles, los cupones seleccionados deben tener un tamaño uniforme,
forma, área de superficie y acabado de la superficie. Los cupones deben ser
fabricados de una aleación que sea similar a la composición del material del
equipo del proceso de interés.
El método más simple y más implementado para la estimación de la corrosión
en planta y equipos es el análisis de la pérdida de peso de testigos o cupones
de muestreos. Una muestra o cupón prepesado, del metal o aleación a
considerar es introducido en el proceso, para luego ser removido después de un
periodo de tiempo de exposición razonable. Son usados generalmente en las
pruebas de pérdida de peso.
El cupón, es entonces limpiado de todos los productos secundarios de la
corrosión y es repesado. De la pérdida de peso, haciendo uso de las siguientes
fórmulas, se calcula la pérdida de espesor (T) y el promedio de la velocidad de
corrosión en dicho período (Vcorr):
Ecuación 4.4: Perdida de espesor promedio de la velocidad de corrosión
𝑇 =(𝑊1−𝑊2).393,7
2𝑎𝐴.𝑑 [4.4]
122
Ecuación 4.5: Velocidad de corrosión
Vcorr =(W1−W2)∗393,7∗365
𝐴.𝑑.𝐷 [4.5]
Dónde:
T= Pérdida de espesor en mils (1,0 mil = 0,001 Pulg).
W1= Peso inicial del cupón (g).
W2= Peso final del cupón (g).
A= Área del cupón (cm2)
d = Densidad del metal o aleación (g/cm3).
D = Días de exposición (días).
Vcorr= Velocidad de corrosión (mils por año - mpy).
Esta técnica no requiere del uso de procedimientos o equipos complejos,
simplemente se requiere de un cupón apropiadamente diseñado y un montaje
para el cupón dentro de la línea (portacupón), la figura 4.16 muestra un ejemplo
de portacupón y cupón de corrosión.
123
Figura 4.16 Ejemplo de un cupón y portacupón de corrosión
Ecuación 4.6: Ecuación para calcular la velocidad de corrosión general en un cupón
𝑚𝑝𝑦 =22,3.𝑝
𝜌𝑚.𝐴.𝑡 [4.6]
Dónde:
p = peso inicial – peso final: miligramos.
ρm= densidad del metal en gramos/cm3
A = área de exposición del cupón en plg2
t = tiempo en días.
mpy= milésimas de pulgadas por año.
124
BENEFICIOS DE LAS PRUEBAS CON CUPONES DE CORROSIÓN.
Es un principio simple y directo.
Provee especímenes para exámenes de laboratorio posteriores.
Permite la comparación entre las diferentes aleaciones e inhibidores.
Mide todas las formas de corrosión.
Bajo costo.
Los cupones de corrosión son frecuentemente usados para para
investigar la corrosión general y determinar la velocidad de corrosión
basadas en las perdidas de peso del cupón.
DURACIÓN DE LA EXPOSICIÓN DE LOS CUPONES.
Las velocidades de corrosión raramente permanecen constantes con el tiempo.
Más frecuente, las velocidades de ataque tienden a disminuir como resultado de
la formación de productos adherentes e insolubles de corrosión u otras capas
protectoras originadas en el ambiente.
La prueba debería ser suficientemente larga para permitir la demostración de la
posible formación de capas protectoras naturales. Pruebas de larga duración
no son normalmente requeridas para materiales que experimentan corrosión
severa, a pesar de existir casos donde esto no se cumple.
125
Pruebas prolongadas son llevadas a cabo para permitir que la capa protectora
formada se rompa y ocurra el subsecuente a que acelerado, por esta razón
pruebas llevadas a cabo durante periodos largos son considerablemente más
confiables que aquellas llevadas a cabo durante periodos cortos. Los periodos
de exposición normales frecuentemente se aproximan a 90 días. Por ejemplo, la
norma ASTM G-31 recomienda un tiempo mínimo de posición, en horas, como:
Ecuación 4.7: Tiempo de exposición de los cupones
𝑇𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝐸𝑥𝑝𝑜𝑠𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛 (𝐻𝑟𝑠) =2000
𝑉𝑐𝑜𝑟𝑟 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎(𝑚𝑝𝑦) [4.7]
Donde:
Vcorr= velocidad de corrosión.
mpy= milésimas de pulgadas por año.
PREPARACIÓN Y LIMPIEZA DEL CUPÓN
La selección de la técnica apropiada para la preparación inicial de la superficie
del cupón antes de la exposición, así como su limpieza después de ser
utilizado, es un tema de crítica importancia para obtener datos confiables y
satisfactorios. Tanto la relevancia como la reproductividad de la medición de la
pérdida de peso son muy sensibles a la aplicación de estas técnicas, y al
cuidado que con que ellos son ejecutados.
Los métodos de acabado superficial pueden variar para un amplio rango de
aplicaciones. La limpieza hecha con arena, vidrio u otro material abrasivo,
provee una excelente superficie para la evaluación. La limpieza de los
126
espécimen antes de ser pesados y expuestos es necesaria para remover
cualquier contaminante que pudiera afectar los resultados de la prueba.
Pre- corrosión
La presencia de productos de corrosión u otras capas en la superficie metálica
del equipo (tubería), puede afectar al acceso de constituyentes del ambiente a
la capa inferior de la superficie (donde el proceso de corrosión ocurre). En este
caso de algunas aleaciones, el pre- corrosión puede traer como consecuencia
cambios de composición en la superficie del metal.
NÚMERO DE CUPONES POR PRUEBA- REPLICAS.
Consideraciones prácticas usualmente limitan el número de especímenes
réplicas de cada tipo que pueden ser expuestos por cada periodo de tiempo de
la prueba. Al menos dos especímenes son recomendados para razones obvias,
y si un número amplio puede ser llevado a cabo en el programa resultados más
confiables pueden ser asegurados, especialmente cuando es deseado
establecer la realidad de pequeñas diferencias en el desempeño del proceso.
Para análisis estadístico, cinco replicas recomendable.
TIPOS DE CUPONES
Cupones tipo disco (flush Disc).
Cupón de lámina tipo lateral (Ladder).
Cupones tipo lámina (Strip).
127
Estos estan diponibles en varios tamaños, pero de forma estandar, 3” x 7/8” x
1/8” (76mm x 22mm x 3mm) y 6” x 7/8”(152mm x 22mm x 3mm). Ambos
tamaños poseen dos agujeros para ser adjuntados al portacupón de Lámina
(Strip).
Los cupones laminares son suplidos con los aisladores de Nylon para
propósitos de montaje. Los cupones de lamina son timpicamnete montados por
pares, y necesitan ser orientados paralelamente a la direccion del flujo.
POSICIONAMIETO y ORIENTACIÓN DEL CUPÓN
La orientación de los cupones dentro del sistema donde se desea realizar el
monitoreo debe ser consistente y unforme en las diferentes exposiciones, con la
finalidad de hacer coparable las lecturas tomadas.
Generalmente los cupones se orientan de forma paralela a flujo debido a que
así se puede refjejar en la superficie del cupón, las mismas condiciones
experimentadas por las paredes de la tubería o contenedor.la orientacion del
portacupón por lo tanto sería como lo ilustrado en la figura siguiente:
Figura 4.17 Posición de los cupones con respecto a la dirección del flujo. Para
que el cupón una vez instalado simule las condiciones de las paredes de la
tubería
(Surflive, 2009)
128
REQUERIMIENTOS GENERALES PARA PRUEBAS CON CUPONES
Hay un número de requerimientos para una buena práctica que implica a la
pruebas con cupónes:
Los historiales químicos y de procesamiento del material en el cupón deben ser
conocidos.
El cupón debe estar positivamente identificado, usualmente por números
codificados grabados enel especimétro.
Los datos acerca de la prueba a un cupón especifico deben estar anotados en
un libro de registros permanentemente.
LIMITACIONES DE LAS PRUEBAS CON CUPONES DE CORROSIÓN.
Miden solo la velocidad de corrosión promedio durante el tiempo de
exposición.
Las pruebas no pueden ser usadas para detectar rápidos en la
corrosividad de un proceso.
No es garantizada la iniciación de la corrosión localizada antes de que
los cupones sean removidos, incluso en pruebas de duración
prolongada.
Las velocidades de corrosión solo pueden ser calculadas después de la
remoción del cupón.
129
Períodos cortos de exposición pueden llevar a velocidades de corrosión
no representativas,especialmente para aleaciones que forman películas
pasivas.
TÉCNICAS ELECTROQUÍMICAS
Probeta de Resistencia de polarización líneal (LPR).
Probeta de Resistencia de polirización líneal con indicador de pintura.
TÉCNICAS INDIRECTAS (OFF-LINE).
Conteode hierro (IC).
Modelos predictivos.
EVALUACIÓN NO DESTRUCTIVA
Inspección con Ultrasonido (UT).
Inspección Instrumentada (Inteligent Pigging).
4.7 CRITERIO PARA SELECCIONAR TÉCNICAS DE
MONITOREO.
Siete críterios de los cuales depende la selección de una técnica, están
descritos de la siguiente formaa:
130
Tiempo para medidas individuales.
Algunas técnicas proveen información que es efectivamente
instantánea, mientras que otras son lentas en este aspecto.
Tipo de información obtenida.
Algunas técnicas proveen una medición de la velocidad de corrosión
otras miden la corrosión total o lo que es lo mismo el espesor
remanentemente del elemento en estudio, lo cual no es exactamente
equivalente: otras proveen información sobre la distribución de la
corrosión sobre el régimen de corrosión.
Respuesta rápida al cambio.
Las técnicas las cuales no proveen una medida individual rápida son no
aplicables para sistemas donde es requerida una respuesta rápida.Sin
embargo no todas las técnicas que proveen información instantánea
son capaces de dar mediciones rápidas reales.
Relación con el comportamiento del sistema.
Muchas de las técnicas más efectivas proveen información sobre el
comportamiento de la probeta insertada dentro de la plata, lo cual no
refleja necesariamente el comportamiento de la plata misma. La
información obtenida es de echo una medida de la corrosividad del
ambiente, desde lo cual el comportamiento del sistema puede ser
inferido. Otras técnicas proveen una indicación de la corrosión total del
sistema, con poca o ninguna indicación de su distribución.
131
Aplicabilidad a los ambientes
Una respuesta rápida es obtenida de forma instantánea de medidas
electroquímica las cuales requieren que el ambiente sea un electrolito;
sin embargo no es necesario un electrolito altamente onductivo, puede
ser moderado tendiendo a bajo. Medidas no- electroquímicas pueden
ser usadas en ambientes gaseosos, o fluidos no conductivos, así como
también en electrolitos.
Tipo de corrosión
La mayoría de las técnicas son muy compatibles o situaciones donde la
corrosión es general, pero algunas proveen al menos alguna
información sobre corrosión localizada.
Dificultad en la interpretación.
La de los resultados es de forma frecuente relativamente sencilla si la
técnica es usda dentro de sus limitaciones. La interpretación de los
resultados obtenidos por algunas técnicas, es sin embargo más difícil, y
esto es cierto para todas las técnicas si estas son usadas muy cerca de
sus límites de aplicabilidad.
4.7.1 EFECTOS DE LA TEMPERATURA
SERVICIO DE ALTA TEMPERATURA
Para pozos profundos, la reducción del límite de elasticidad debe ser
considerado debido al efecto sobre el acero por la temperatura.
132
Si no se dispone de información sobre los gradientes de temperatura en la
zona, un gradiente de 3 °C/100m puede ser ser utilizado.
K0.2 = Límite elástico según normativa ISO con una deformación permanente
del 0,2%.
4.8 DETERMINACIÓN DE RESISTIVIDADES (TIERRA) CON EL
EQUIPO DE MEDICIÓN VIDRIO-GROUND.
a) Método: Cuatro Electrodos o picas.
b) Procedimiento:
Clavar las cuatros picas en la tierra en línea recta y a intervalos
iguales(distancia entre picas igual a la resistividad del suelo
medido a esa profundidad).
Conectar los dos electrodos externos de corriente a los
terminales C1 y C2 y los dos electrodos interiores de potencial a
los terminales P1 y P2. En la figura 4.18 muestra un equipo de
medición.
Realice la medición de resistencia en Ohms en el equipo.
Ecuación 4.8: La resistividad (Ohms * Cm)
𝑹𝒆 = 2 𝑃𝑖 ∗ 𝐴 ∗ 𝑅 [4.8]
133
Donde:
A= espacio de electrodos.
R= resistencia leída por el aparato(Ohms).
Figura 4.18 Equipo de Medición Vidrio Ground
(Ramos, 2012).
4.8.1 DETERMINACIÓN DE POTENCIALES
a) Método: Utilizando multímetro.
b) PROCEDIMIENTO:
Coloque el electrodo de preferencia (sobre el sulfato de
cobre) en la tierra en un lugar próximo de la tubería.
Humedezca el lugar elegido con agua a fin de garantizar un
buen contacto electrodo terreno.
134
Conecte al borne negativo del instrumento, al cable con el
cual se hará contacto con la tubería a medir.
Realice la medición del potencial en el equipo.
El potencia debe ser a 0.85 Ohmn para asegurar potencial.
4.8.2 SELECCIÓN Y EVALUACIÓN DE INHIBIDORES.
a) Método: por pérdida de peso.
b) Procedimiento:
Se agrega 100ml de agua proveniente del tanque de lavado en
botellas de 160ml.
A continuación se agrega a cada botella un volumen de químico
(inhibidor) de acuerdo al rango de experimentación
Se ensaya tres concentraciones.
La concentración de los químicos se logra con microjeringuillas
que debe limpiarse perfectamente con solventes aromáticos o
alcoholes.
Sumergir los cupones numerados y pesados con anterioridad en
cada una de las botellas que contienen los inhibidores a diferentes
concentraciones.
Se tapan las botellas y se agita rigorosamente.
135
Se coloca a baño María para simular la temperatura de
experimentación. Se mantiene en condiciones constantes a todas
las botellas hasta que se termine el tipo de tratamiento.
Al final del tiempo de resistencia se suspende el calentamiento.
Se retiran los testigos (cupones).
Limpiar y remover los productos remanentes producidos por la
corrosión.
Sumerja el testigo en NCl al 15% por 30 segundos a temperatura
ambiente.
Lavar con agua después del baño ácido.
Secar y pesar en una balanza analítica.
Determinar la velocidad de corrosión en milésimas de pulgada por
año (MPY), para cada inhibidor en sus diferentes concentraciones.
Determinar la eficiencia de los inhibidores ensayados
Nota: Se realiza el mismo tiempo una prueba en blanco es decir
sin químico (inhibidor de corrosión).
136
4.8.3 CÁLCULOS
4.8.3.1 CALCULO 1 DOSIFICACIÓN DE UN INHIBIDOR
Ecuación 4.9: Calidad de inhibidor requerido
A =𝑉
1´𝑜𝑜𝑜𝑜𝑜𝑜∗ 𝑝𝑝𝑚 [4.9]
Dónde:
A= Cantidad de inhibidor requerido (ml).
V= Cantidad del medio a inhibidor.
ppm= concentración del inhibidor en ppm.
1 ml= 1000 micro litros.
4.8.3.2 CÁLCULO 2 EFICIENCIA DE INHIBIDORES.
Ecuación 4.10: Eficiencia del inhibidor
E =Ro−Ri
𝑅𝑜 [4.10]
Dónde:
E = Eficiencia del inhibidor.
137
Ro= Rata de corrosión en ausencia de inhibor.
Ri= Rata de corrosión en presencia de inhibidor.
4.8.3.2 APLICACIÓN DE COBERTURAS EN TUBERÍAS.
Método: Protección.
Procedimiento:
Aplicación de cintas protectoras:
Mediante la aplicación de un solvente no grasoso (lavado) y con
un cepillo mecánico (raspado) limpie uniformemente la superficie
del tubo a pintar (repintar) vieja, escoria de soldadura. Etc.
Si la tubería es nueva, limpie con un sistema abrasivo (limpieza
por chorro de arena).
Aplique una pintura de imprimación (pintura anticorrosiva de
fondo).
Sobre el tubo limpio e imprimado aplique el revestimiento (cinta
protectora plástica), en forma helicoidal con un cierto ángulo
dependiendo del solapado que se pretenda conseguir.
138
4.8.3.3 APLICACIÓN DE PINTURAS ANTICORROSIVAS:
Limpieza de la superficie del metal.
Aplicación de pintura de imprimación (indicado anteriormente).
Sobre la capa de pintura de imprimación aplique la pintura de
acabado, una vez que haya pasado el tiempo de secado de la
pintura.
4.9 SISTEMAS COMPUTARIZADOS
4.9.1 CENTINELA
Es el sistema que almacena, procesa y actualiza la información del negocio
petrolero, además actúa como centro de recopilaciones de toda la data
necesaria para cubrir con las condiciones y necesidades actuales de
producción.
El sistema centinela permite el almacenamiento y uso de todos los parámetros y
características referentes al comportamiento de producción de los pozos,
procesamiento y utilización de gas, contabilización de crudos y productos,
además de mantener información actualizada de las instalaciones y equipos de
las divisiones de occidente y oriente.
Centinela es un sistema corporativo conformado por 16 módulos: aico, agua,
pozo, gas vapor, seila, tabla, guía de usuario, tutorial, ole, ayuda, enlace, ido,
RAP, seguridad centinela y eléctrico. Sin embargo, de todos estos módulos el
que se que se utiliza en este trabajo es el de pozos, el cual apoya el control y
seguimiento diario de los parámetros de producción de pozos, además de
mantener actualizados los datos históricos de pruebas y muestras.
139
4.9.1.1 SCALECORR
Este programa está destinado para la predicción de la incrustación y corrosión
empleando los modelos de Oddo y Tomson y los de corrosión por CO2
publicados por De Waard y Lotz. A diferencia de otros programas, ScaleCorr
requiere de parámetros de producción, que son necesarios para obtener
predicciones lo mas exactas posibles, creando un ambiente del pozo en el
simulador próximo al real.
Para la predicción de la incrustación y corrosión desde fondo hasta superficie, el
programa realizará los cálculos usando parámetros fisicoquímicos y
operacionales del pozo.
4.9.1.2 BPCASSANDRA.
El modelo de predicción de corrosión BPCassandra está basado en los modelos
de corrosión de CO2 publicados por De Waard y colaboradores. Este programa
calcula la velocidad de corrosión de dos formas, una considerando modelos de
predicción del pH y otra considerando un flujo multifásico. Este último se
construye tomando en cuenta las propiedades de los líquidos y dos modelos de
flujos hidráulicos: flujo horizontal y vertical.
4.9.1.3 PREDICCIÓN BÁSICA DE VELOCIDAD DE CORROSIÓN
Es el modo más simple de predicción de corrosión, está basado en resultados
experimentales de ensayos de autoclave y por consecuencia no toma en cuenta
los efectos del flujo en la corrosión.
140
4.9.1.4 PREDICCIÓN DE LA VELOCIDAD DE CORROSIÓN
CONSIDERANDO FLUJO SENSIBLE
Está basado en datos de experimentos con flujos dinámicos y es sensible a los
efectos del flujo. Cabe destacar que los resultados de velocidades de corrosión
en flujo sensible no se deben considerar si este valor es menor que el otro
modelo.
4.10 IDENTIFICACIÓN DE LOS POZOS QUE HAN
EXPERIMENTADO CAMBIOS DE ARENA Y PRESENTAN
PROBABILIDADES DE TENDENCIAS CORROSIVAS E
INCRUSTANTES
Los pozos que se van a estudiar y que se tomaran en consideración las
variables para la identificación de estos pozos son:
4.10.1 CAMBIOS DE ARENA
Se deberia seleccionar pozos a los que se les ha realizado cambio de arena en
aras de optimizar la producción, debido a que la nueva arena en la que se
encuentra produciendo el pozo puede presentar cambios significativos en la
composición química, ocasionando un aumento o disminución en las tendencias
corrosivas y/o incrustantes, lo que acarrea un cambio de tratamiento químico.
4.10.2 DETERMINAR POZOS QUE TIENEN ARENAS CON TENDENCIAS
CORROSIVAS Y/O INCRUSTANTES
Se debe elegir una serie de pozos que no poseen tratamiento químico y que
están localizados en arenas con tendencias corrosivas eincrustantes. Estas
141
tendencias fueron basadas en el hecho de que en dichas arenas se encuentran
pozos productores que poseen inyección de inhibidores de corrosión,
incrustación o producto dual.
4.10.3 TENER EL HISTORIAL DE FALLAS EN LÍNEAS DE
TRANSFERENCIA
Se debe considerar el historial de fallas por filtraciones en líneas de
transferencia, ya que hay antecedentes de fallas por posible corrosión. Estos
historiales deben ser tomados de la gerencia de mantenimiento mayor.
4.10.4 POZOS PRODUCTORES ACTIVOS
Para la realización de este trabajo solo se seleccionar pozos productores de
categoría 1, nombrados así por el programa Centinela, que se refiere a pozos
que se encuentran produciendo crudo actualmente.
4.10.5 CORTE DE AGUA Y CRUDO PRODUCIDO
Se escogera como parámetro fundamental para la selección de los pozos un
porcentaje de agua y sedimentos mayores al 60%. Así como también se
considerara la producción diaria de crudo, descartándose los pozos que
presenten poca producción de crudo.
4.11 MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Los pozos que se van a estudiar emplean levantamiento artificial por gas o por
medio de una bomba electrosumergible, ya que estos dos métodos son los que
tienen en campo las facilidades para la aplicación del tratamiento químico a
fondo de pozo.
142
Los valores de los parámetros 3.1.4, 3.1.5 y 3.1.6 se tomaran del programa
Centinela. Una vez terminado el proceso de selecionara en la base a los
criterios antes descritos.
4.11.1 MEDICIÓN DE LAS VARIABLES OPERACIONALES Y BÚSQUEDA
DE LOS PARÁMETROS OPERATIVOS ASOCIADOS A LA COMPLETACIÓN
DE LOS POZOS
4.11.1.1 MEDICIÓN DE LAS VARIABLES OPERACIONALES
4.11.1.2 MEDICIÓN DE TEMPERATURA
Se tomara la temperatura en el cabezal del pozo y en la llegada de la tubería al
múltiple de producción por medio de un medidor de temperatura infrarrojo.
4.11.1.3 MEDICIÓN DE H2S Y CO2
Para medir los niveles de H2S y CO2 del gas proveniente del pozo se utilizara
el detector (Dragger), las galoneras en donde se concentran los gases y las
ampollas graduadas. Estas mediciones se realizaran en el cabezal del pozo
como muetra la figura 4.19.
Figura 4.19 Medición de los gases H2S y Co2 utilizando el Dragger
(Ramos 2010)
Ampoll
a
Dragger
Galoner
a
143
4.11.2 PARÁMETROS OPERATIVOS ASOCIADOS A LA COMPLETACIÓN
DE LOS POZOS
La presión en cabezal y en la línea de transferencia no se tomara directamente
en campo sino que se tomaraen el programa Centinela.
Para la obtención de la temperatura y presión de la zona más baja de la
formación en producción se utilizara una base de datos de PDVSA que tenga
registrada las actividades de subsuelo realizadas en los diferentes pozos.
La recolección de los parámetros operativos asociados a la completación de los
pozos se realizara con el apoyo de la gerencia de optimización, quienes
proporcionaran los diagramas mecánicos de los pozos sometidos a estudio.
Con estos diagramas se obtendra el diámetro de la tubería de producción
(pulgadas), profundidad del pozo (pies), profundidad de la zona más baja de la
formación en producción (pies) y profundidad de la bomba (pies).
4.12. CARACTERIZACIÓN DE LAS PROPIEDADES
FISICOQUÍMICAS DEL AGUA DE PRODUCCIÓN MANEJADA
POR LOS POZOS Y LÍNEAS DE TRANSPORTE DE FLUIDO.
Una vez identificados los pozos se procedera al muestreo de cada uno de ellos.
La caracterización fisicoquímica del agua de formación de los pozos
seleccionados, se realizara en el Centro de Análisis, y por ser un estudio en
fondo de pozo y líneas de transferencia asociados a estos, se tomara de las
muestras que se realizara en los siguientes puntos:
144
En el cabezal del pozo, a través de la instalación de un toma-muestra a
nivel de superficie en la tubería de producción. Se tomaran dos muestras
de 500 ml en envases plásticos; una se utilizara para el análisis
fisicoquímico y la otra se acidificó con 2 ml de ácido clorhídrico (HCl),
para la realización del conteo de los iones totales de hierro presentes en
el agua manejada por el sistema de producción del pozo.
En la llegada al múltiple de la tubería de producción asociada al pozo,
utilizando un quill y recolectando en un envase plástico de 500 ml. Se
acidificara la muestra para la realización del análisis del conteo total de
hierro en las líneas de transferencia.La figura 28 muestra la toma de
muestras en los puntos antes descritos.
Figura 4.20 Toma de muestras en la tubería de producción (A. Cabezal de
pozo y B. Quill en la llegada al múltiple).
145
Las muestras en ambos casos contienen agua y crudo, por lo tanto para la
caracterización del agua de formación se debe realizar previamente una
filtración de la misma, para evitar contaminantes en los análisis.
4.12.1 DETERMINACIÓN DE LA DUREZA
La determinación de la dureza se obtendra mediante una titulación empleando
una bureta con reservorio.
4.12.1.1 DUREZA TOTAL.
1 Tomar una alícuota de 1 ml de la muestra en un matraz erlenmeyer de
250 ml y se diluye hasta 50 ml con agua destilada.
2 Agregar 2 ml de una solución amortiguadora de pH 10.
3 Agregar una pizca del indicador en polvo (Negro de Eriocromo T).
4 Titular con solución estándar de EDTA al 0,02 N hasta que se observe el
viraje en el punto final de la titulación de color rosado a azul.
5 Anotar los mililitros (ml) gastados de EDTA.
Ecuación 4.11: Dureza total
𝐷𝑇 =V(EDTA)∗N(EDTA)∗PE(EDTA)∗1000
Vm [4.11]
Donde:
DT = Dureza total (mg CaCO3/L).
146
VEDTA= Volumen de solución valorada de EDTA para titular la muestra (ml).
NEDTA = Normalidad de la solución de EDTA (N).
PEEDTA = Peso equivalente del EDTA = 50,045 (g/mol).
Vm = Volumen de la muestra (ml).
4.12.1.2 DUREZA CÁLCICA
a. Tomar una alícuota de 1 ml de la muestra en un matraz erlenmeyer de
250 ml y se diluye hasta 50 ml con agua destilada.
b. Agregar 2 ml de solución de Hidróxido de Sodio 0,1 N.
c. Agregar una pizca del indicador en polvo Murexide.
d. Titular con la solución estándar de EDTA al 0,02 N hasta que se observe
el viraje en el punto final de la titulación de color rosado a morado.
e. Registrar el volumen gastado de solución titulante.
Ecuación 4.12: Dureza cálcaica
Dca =V(EDTA)xN(EDTA)xPE(EDTA)x1000
𝑉𝑚 [4.12]
Dónde:
DCa
= Dureza cálcica (mg Ca+2
/L).
147
VEDTA
= Volumen de solución valorada de EDTA para titular la muestra
(ml).
NEDTA
= Normalidad de la solución de EDTA (N).
PEEDTA
= Peso equivalente del EDTA = 50,045 (g/mol).
Vm
= Volumen de la muestra (ml).
4.12.1.3 DUREZA MAGNÉSICA
Ecuación 4.13: Dureza magnésica se determina mediante la aplicación de una ecuación
𝐷Mg= Dt-Dca [4.10]
Dónde:
DMg
= Dureza Magnésica (mg Mg+2
/L).
DCa
= Dureza cálcica (mg Ca+2
/L).
DT = Dureza total (mg CaCO3/L).
4.12.1.4 DETERMINACIÓN DE CLORUROS
Tomar una alícuota de 0,5 ml de la muestra en un matraz erlenmeyer de
250ml y se diluye hasta 50 ml con agua destilada.
148
Añadir 1 ml de solución indicadora de Cromato de Potasio,
observándose el cambio a un color a amarillo.
Titular con solución estándar de Nitrato de Plata 0,1 N hasta que
aparece un color rojizo.
Registrar el volumen gastado de solución titulante.
Ecuación 4.14: Determinación de cloruros
Cl- = VAG.NO3 * NAGNO3 *PMCL *100 / VM [4.14]
Dónde:
(Cl-) = Cloruros (mg Cl
-/L).
VAgNO3
= Volumen de solución valorada de AgNO3
para titular la muestra
(ml).
N AgNO3
= Normalidad de la solución de AgNO3
(N).
PM Cl
= Peso molecular del cloro = 35,453 (g/mol).
Vm
= Volumen de la muestra (ml).
149
4.12.1.5 DETERMINACIÓN DE ALCALINIDAD
Alcalinidad Parcial
a. Agregar en un beaker 1 ml de la muestra y se enrasa hasta 50 ml con
agua destilada.
b. Agregar 3 gotas de solución indicadora de fenolftaleina y debe
observarse una coloración rosada. Si tal cambio no se produce, la
alcalinidad parcial es cero (0).
Alcalinidad Total
a) Agregar en un beaker 1 ml de la muestra y se enrasa hasta 50 ml
con agua destilada.
b) Agregar 2 gotas de anaranjado de metilo y se titula hasta que se
observe un cambio de color amarillo a naranja.
c) Registrar el volumen consumido de H2SO4 0,2 N en la titulación.
Ecuación 4.15: Alcalinidad total
AT = VH2SO4 * NH2SO2 *100 / VM [4.15]
Donde:
At = Alcalinidad total (HCO3-/L).
VH2SO4= Volumen de solución valorada H2SO4 para titular la muestra (ml).
150
N H2SO4 = Normalidad de la solución de H2SO4 (N).
Vm = Volumen de la muestra (ml).
4.12.1.6 DETERMINACIÓN DE SULFATOS (NORMA ASTM D 516-07)
Este análisis se realizó a través del Espectrofotómetro Hach DR 2800 UV-
VISIBLE a una longitud de onda de 420 ηm, empleando el siguiente
procedimiento:
a) Agregar en un balón aforado de 100 ml: 10 ml de la muestra, 5 ml del
reactivo acondicionante y se afora con agua destilada.
b) Agregar 0,3 g de cristales de Cloruro de Bario e inmediatamente se
inicia el conteo de agitación por 1 minuto exactamente a velocidad
constante.
c) Preparar el blanco del ensayo realizando el mismo procedimiento que
para la muestra.
d) Dejar en reposo la solución por 5 ± 0.5 min después de la agitación para
el desarrollo de la turbidez de acuerdo al Estándar Método 4500-SO4= E.
Método Turbidimetrico.
e) Medir la turbidez del blanco.
f) Medir la turbidez del Sulfato de Bario en la muestra.
g) Registrar la lectura máxima.
Para el cálculo de los ppm de sulfatos se emplea la siguiente ecuación:
151
Ecuación 4.16: Cálculo de los ppm de sulfatos empleados
𝛾 =𝑋
0.0238 [4.16]
Donde:
Y = Absorbancia (ηm)
X= Concentración de ion sulfato en el agua (mgSO42-/L).
4.13 CARACTERIZACIÓN DE LAS PROPIEDADES
FISICOQUÍMICAS DEL AGUA DE PRODUCCIÓN MANEJADA
POR LOS POZOS Y LÍNEAS DE TRANSPORTE DE FLUIDO.
En operaciones de manejo de agua, la principal preocupación son aquellos
iones y minerales disueltos que le dan al agua ciertas propiedades físicas, que
son importantes desde el punto de vista de taponamiento (incrustación) y
corrosión.
El pH es un indicativo de cuan corrosiva es el agua para el acero o el hierro. Es
afectado por la alcalinidad, compuestos de hierro, presión y temperatura. La
mayoría de las aguas del campo petrolero tienen un pH entre 6 y 7,5, lo que
concuerda con los valores leídos en el laboratorio. Este parámetro tiende a ser
bajo cuando se disuelven los gases ácidos H2S y CO2 incrementándose así la
corrosividad del agua, y cuando estos gases se desorben, tiende a ser más alto
el pH pudiendo producir la precipitación de sólidos disueltos. El pH medido en el
laboratorio tiene un margen de error, pues cambia rápidamente después que la
muestra es tomada de un sistema presurizado, debido al escape de los gases
152
disueltos, por eso se debe medir directamente en el sitio o calcularlo con
ecuaciones que consideren el efecto de los cambios de presión y temperatura
del sistema.
La dureza está formada por las sales de calcio y magnesio solubles en el agua,
en el caso de las aguas de formación estudiadas se observa que la dureza total
oscila entre los 450 y 2900 ppm, por lo tanto se considera que el agua es muy
dura ya que tiene valores mayores a los 200 ppm. El ion calcio, es el mayor
constituyente en las aguas de los campos petroleros y puede tomar valores tan
altos como los 30.000 mgCa+2/L. El análisis de este ion es de mucha
importancia ya que proporciona una medida de cuan incrustante puede ser el
agua ya que, al combinarse con los iones carbonatos o sulfatos, se convierten
en severos agentes incrustantes. Por otro lado, el ion magnesio, forma
carbonato de magnesio y precipita como hidróxido de magnesio en aguas con
alto valor de pH.
La alcalinidad es la capacidad de neutralizar ácidos y viene dada por los iones
carbonatos (CO32-) y bicarbonatos (HCO3-) presentes en al agua. En aguas de
pozos petroleros en donde el pH es menor que 8,2 la alcalinidad es sinónimo
del ion bicarbonato, debido a que las concentraciones de los carbonatos son
consideradas cero “0”, este es el caso de las aguas manejadas por los pozos
estudiados en el campo Dación. La concentración del ion bicarbonato no
sobrepasa los 1000 ppm, por lo tanto las aguas no son altamente alcalinas,
porque en los pozos petroleros se maneja un rango desde los 100 hasta los
2000 ppm.
153
Tabla4.3 Análisis físico químico de las aguas de formación
Análisis Físico Químico de Aguas de Formación
Campo Cononaco
Parametros Unidad 6-April-11 20-April-
11
08-May-
11
22-May-
11
SODIO(Na) (mg/l) 4912.90 4678.00 4721.90 4678
MAGNESIO(Mg) (mg/l) 52,8 36 64,8 180
CALCIO(Ca) (mg/l) 280 224 304 332
STROMSIUM(Sr) (mg/l)
BARRIO (Ba) (mg/l) 3 1 1 5
HIERRO(Fe) (mg/l) 1,1 2,25 1,5 1,1
CLOROS (Cl) (mg/l) 7300 6750 7050 7150
SULFATOS(SO4) (mg/l) 260 155 200 188
BIOCARBONATOS(HCO3) (mg/l
HCO3)
1257 1476 1354 1073,6
ACIDOCARBOXILICOS (mg/lHAc) 10 0 43 97
SOLIDOS
DISUELTOS(calculado)
(mg/l) 14076 13322 13740 6140
DENSIDAD(STP) (mg/l) 1,009 1 1,009 1
CO2DISUELTO EN AGUA (mg/l) 292 178 336 7
H2S(En agua) (mg/l) 0,002 0 0 470
SUP.pH(medido)STP (pH) 6,63 7 6,71 6,68
ACEITE EN AGUA (ppm) 42 42 41 41
OXIGENO DISUELTO (ppb) 90 90 90 80
RESIDUAL DE I. ESCALA (ppm) 15 15 12 13
BWPD (bls) 272070 272070 288996 295376
TEMPERATURA °C 22 24,6 25,2 22.5
(Petroproduccón,2012 )
154
Cálculo del índice del Largerlier
Con los datos de campo dela tabla anterior vamos a calcular el indice del
Largelier para esta agua de formación.
Cálculo del Índice se Largerlier para el analisis del 6 de Abril del 2011 en el
campo Cononaco.
Ecuación 4.17: Cálculo del índice de Largerlier
𝐼𝑆𝐿 = 𝑝𝐻 − 𝑝𝐻𝑠𝑎𝑡 [4.17]
pHsat= (9,3+A+B+B)-(C+D).
A= 1/10log[(TDS)-1]
=1/10log(14076)-1
=0,315.
B= -13,12log(T°C).
= -13,12log(22+273,15)+34,55.
= 2,14.
C= log(280)-0,4
= 2.05.
D= log(1517)
155
=3,18
pHsat= (9,3+0,31+2,14)-(2,05+3,18)
= 11,75-5,23
= 6,52.
ISL= 6,63-5,62
= 0,11
D= la alcalinidad se la determina sumando la consetración en mg/lt de
bicarbonatos y sulfatos para este caso se suma 1257+260=1517.
Conclusión.- Esta agua esta en el punto de equilibrio y tiene una tendencia
ligeramente incrustante.
De igual formula se calcula para las otra fechas. Y los resultados se presentan
en la siguiente tabla.
Tabla4.4 Valores de los calculos obtenidos para todas las fechas.
FECHA 16 -April-11 20-April-
11
08-May-11 22-May-11
ISL 0,11 0,54 0,36 0,19
Observacione
s
Esta agua esta
en el equilibrio,
con tendencia
ligeramente
incrustante.
Agua
Incrustante
.
Agua
Incrustante
Agua
ligeramente
Incrustante.
156
Conclusión final. Se verifica que estas aguas son incrustantes, debido a su
procedencia del sub suelo; cuando las aguas provienen de rocas calcareas su
tendencia es incrustante.
Deben recibir tratamiento de control de escala.
OTROS REQUISITOS PARA REINYECCION DE AGUA DE FORMACIÓN.
pH 6-7.
Cl residual 0.5-3 ppm.
Sulfito residual 3-5 ppm.
Contenido de Hierro< 0.5 ppm.
Sólidos Totales 50 ppm.
Contenido de petroleo 20ppm.
Diámetro máximo de partículas 5 micrones.
Contenido bacteriológico total< 10000 colonias/ml.
Contenido de Bacterias Sulforeductoras < 100 colonias/ ml.
Turbidez 15 NTU.
157
4.13.1 PROBLEMAS QUE PUEDE CAUSAR EL NO TRATAMIENTO DE LAS
AGUAS DE FORMACIÓN.
Consideraciones básicas sobre la calidad del agua de reinyección Las
consideraciones básicas; que se deben tener con respecto al agua de
formación en las operaciones de reinyección son:
•Contenido de petróleo.
•Contenido de sólidos en suspensión, mayores a 10 micrones.
•El agua debe ser compatible con las rocas del reservorio y con los fluidos que
se encuentran en la formación a la cual va a ser reinyectada.
•Tiene que ser estéril.
•No debe producir incrustaciones ni corrosión.
La presencia de estos contaminantes puede producir dentro de los sistemas de
producción y las facilidades de superficie las siguientes dificultades: • Corrosión
• Colonias de bacterias • Incrustaciones • Taponamientos.
•Baja de la produccion de petroleo en los pozos
Tipos de análisis
Existen diferentes tipos de análisis para el agua de reinyección como:
• Análisis físico-químicos del agua de reinyección.
• Análisis bacteriológico
158
• Control de corrosión
• Determinación de espesores de escala en tuberías
Análisis fisicoquímicos del agua de reinyeccion
Los análisis fisico-químicos más importantes son:
Turbidez CO2 disuelto.- Esta prueba mide la claridad del agua de
reinyecci{on, esta agua tiene que tener máximo 15 NTU.
Dureza cálcica sulfatos.- Mide la cantidad de carbonato de calcio que
se encuentra en el agua.
Dureza magnésica TPH.- El magnesio soluble reacciona en el agua en
forma parecida al hierro y sus depósitos son difíciles de removerlos.
Dureza total solidos suspendidos.- La cuantificación de este ión es
importante ya que el calcio y el magnesio juntos don los que mayor
tienden a formar incrustaciones. En la mayoria de condiciones
encontradas las sales de calcio son menos solubles que las de
magnesio.
Cloruros pH.- Estos son la primera indicación de salinidad o fortaleza de
agua salina o la presencia de una agua dulce. El ión cloruro es
normalmente el mayor anión presente en aguas salinas producidas y
también un buen constituyente en aguas dulces.
Hierro total H2S disuelto.- Es la cantidad de hierro presente en el agua;
pequeños valores de hierro son deseables en cualquier tipo de agua y
su conocimiento ayuda a estimar la cantidad de corrosión y el tratamiento
necesario para su reinyección; este hierro es normal entre los agentes
que taponan los pozos reiyectores.
159
CO2 disuelto en agua.- Es la cantidad de CO2 disuelto en el agua la
cual depende de la presión parcial de este gas en la atm´sfera cerca del
agua. El dioxido de carbono que se disuelve en el agua, forma ácido
carbónico el cual hace bajar el pH del agua provocando un incremento
de la corrosividad.
Sulfatos.- Son los de mayor interés desde el punto de vista de
deposición y merecen tener en cuenta; un valor normal o de acero en
una agua salina, sugiere la presencia de bario.
Aceite en agua.- Es la cantidad de aceite que se encuentra en el agua
de reinyección siendo 30ppm el valor máximo con que se debe reinyectar
el agua.
pH.- El pH es una medida de alcalinidad o acidez, que permite
determinar su tendencia a formar escala o a corroer. La mayoria de
aguas asociadas al crudo tienen pH entre 4 y 8 con tendencia a ser
alcalinas (pH>7).
H2s disuelto en agua.- El sulfuro de hidrógeno es muy soluble en agua y
cuando se disuelve su comportamiento es como un{acido débil; el grado
de disolución esta en función del pH.
Sólidos suspendidos.- Son materiales en el agua que están
suspendidos o presionados que se deben ser removidos para evitar
taponamientos.
Alcalinidad total.- Este parámetro en la mayoría de aguas es una
medida de hidróxidos, iones de carbonatos y bicarbonatos; dado que su
presencia en aguas a reinyectarse esmuy normal, esta puede tomarse
160
como medida de carbonatos y bicarbonatos. Es la tendencia del agua a
contener CO2 y H2S.
Análisis bacteriológico Para el control de las bacterias sulfato reductoras
es necesario realizar un estimado de la población bacteriana ya que en
las paredes de los equipos como la carcasa e impulsores de las bombas,
asociado a la presencia de carbonatos se encuentra sulfuro de hierro de
origen biogénico. Para este análisis se toma una muestra a la salida del
wash tank de 1 cm3 . Una población bacteriana mayor a 103 bacterias
por mililitro de agua de formación constituye un gran problema para los
sistemas.
Potencial Hidrogeno (pH) Mide la concentración de ion hidrogeno en
una solución. El intervalo adecuado de pH para la existencia de vida
biológica es relativamente estrecho, en general entre 5,0 y 8,0. El pH
expresa la intensidad de la condición ácida o alcalina de una solución. El
pH del agua natural depende de la concentración de anhídrido carbónico.
El pH de las aguas naturales se debe a la composición de los terrenos
atravesados, el pH alcalino indica que los suelos son calizos y el pH
ácido que son silíceos. Los vertidos de pH ácido, disuelve los metales
pesados y el pH alcalino los precipitan.
Turbidez.-Es la dificultad del agua para transmitir la luz debido a
materiales insolubles en suspensión, coloidales o muy finos e incluso
microorganismos, que se presentan principalmente en aguas
superficiales, pero en general se debe al barro o a la arcilla.
El aporte al agua de vertimientos con altas concentraciones de sólidos en
suspensión,coloidales o finos, aumenta la turbiedad, disminuyendo la
transparencia, lo cual impide la penetración de la luz y con ello disminuye
161
la incorporación del oxígeno disuelto por lafotosíntesis que realizan los
productores primarios, afectando la calidad y productividad de los
ecosistemas.
Una alta turbidez suele asociarse a altos niveles de microorganismos
causantes de enfermedades, como por ejemplo, virus, parásitos y
algunas bacterias. Estos organismos pueden provocar síntomas tales
como náuseas, retortijones, diarrea y dolores de cabeza asociadas.
Conductividad eléctrica.-Es la medida de la capacidad del agua para
conducir la electricidad. Es por tanto indicativa de la materia ionizable
total presente en el agua. Esta proviene de una base, un ácido o una sal,
disociadas en iones. La conductividad y la dureza son dos parámetros
cuyos valores están relacionados y reflejan el grado de mineralización de
las aguas y su productividad potencial.
Un aumento en la conductividad de las aguas naturales afecta la
productividad de los ecosistemas. La conductividad eléctrica está
relacionada con la teoría de sólidos totales disueltos en una razón de 2:3;
esto es: STD= 2/3 CE. Debido a la rapidez que se efectúan medidas de
CE, muchos laboratorios prefieren calcular los STD a través de
determinaciones de la CE.
Los sólidos en el agua se dividen en:
sólidos totales, disueltos, suspendidos y sedimentables.
Los sólidos se refieren al material remanente luego de la evaporación y secado
a 103 °C - 105 °C.
Altas concentraciones de sólidos en suspensión impiden lapenetración de la luz,
disminuyendo el oxígeno disuelto, limitando el desarrollo de la vida acuática.
162
Los sólidos disueltos afectan negativamente la calidad del agua para consumo
humano,altas concentraciones pueden ocasionar reacciones fisiológicas
desfavorables en los consumidores.
TSS Total de sólidos suspendidos
A través de una membrana plástica usada como filtro se retienen las partículas
de sólidos insolubles (>0.45 micrones) en una cantidad determinada de agua y
que luego serán pesadas en mg/L
4.13.2 INDICADORES DE CONTAMINACIÓN ORGÁNICA
4.13.2.1 DEMANDA QUÍMICA DE OXÍGENO – DQO
La DQO es la cantidad de oxígeno consumida por las materias existentes en el
agua, oxidables en unas condiciones determinadas. Es la medida del material
oxidable, cualquiera sea su origen, biodegradable y no biodegradable. Con este
parámetro medimos la oxidabilidad de materia orgánica por un proceso
puramente químico en lugar de biológico. Se determina el oxígeno absorbido
por las sustancias orgánicascontenidas en el agua durante un proceso químico
de oxidación.
El vertimiento de aguas residuales domésticas o industriales incrementa el
contenido de materia orgánica en el agua, aumentando la DQO con la
consecuente disminución deloxígeno disuelto. Las aguas residuales domésticas
suelen contener entre 250 y 600 ppm de DQO. Las aguas no contaminadas
tienen valores de DQO de 1 a 5 ppm.
163
4.13.2.2 NITRÓGENO TOTAL, COMPUESTOS DEL NITRÓGENO
Nitrógeno amoniacal: aguas superficiales bien aireadas no deben contener
amoníaco. Aguas debajo de conglomerados urbanos, donde se descargan
aguas negras, tienen siempre amoníaco, llegando a veces hasta 4 mg/l.
La presencia de amoníaco libre o ion amonio (NH4+) se considera como una
prueba química de contaminación reciente y peligrosa. A pH altos el amonio
pasa a amoníaco afectando las aguas para la producción piscícola. Si el medio
es aerobio el amoníaco se transforma en nitritos.
Nitritos: los nitritos aparecen en el agua tanto por la oxidación del amoníaco,
como por la reducción de los nitratos. Lo más seguro es que su presencia se
deba a contaminación reciente, aunque haya desaparecido el amoníaco. Rara
vez su concentración excede el 0,1 mg/l en agua superficial o subterránea. La
presencia de nitritos limita el uso del agua para consumo humano, su presencia
indica polución, con la consecuente aparición de organismos patógenos.
Nitratos: Los nitratos pueden provenir de las rocas que los contengan (poco
común), o bien por oxidación bacteriana de la materia orgánica, principalmente
de las eliminadas por los animales. La concentración de nitratos aumenta en las
aguas superficiales como consecuencia del uso de fertilizantes y el aumento de
la población (vertimientos de aguas residuales domésticas).
El aumento en la concentración de nitratos limita el uso del agua para consumo
humano. Desde el punto de vista de potabilidad las normas actuales admiten
hasta 50 mg/l de nitratos, concentraciones superiores son perjudiciales para la
salud. Los nitratos pueden reducirse a nitritos en el estómago de los niños y
unirse a la hemoglobina de la sangre ocasionando una reducción en la
transferencia de oxígeno a nivel celular denominada metahemoglobinemia.
164
Plomo.- Es un veneno bioacumulativo, el consumo habitual de aguas que
contengan Pb puede dar lugar a envenenamiento, esto puede ocurrir en las
aguas que contienen más de 0,3 a 0,5 ppm de plomo. Las normas de la EPA
(Agencia Norteamericana de protección ambiental) referentes a la calidad del
agua colocan este límite en 0,05 ppm de plomo. Las aguas apropiadas para
absorber plomo son blandas o acidas incluyendo entre ellas el agua de lluvia
que normalmente tiene un alto contenido de anhídrido carbónico así como las
aguas de pantano con ácidos orgánicos y anhídrido carbónico. El plomo puede
provocar en bebés y niños: retardo en desarrollo físico o mental; los niños
podrían sufrir leve déficit de atención y de capacidad de aprendizaje. Adultos:
trastornos renales; hipertensión.
Fenoles.- Los fenoles y sus derivados constituyen un índice de contaminación
industrial. Al unirse con alógenos produce los compuestos respectivos,
especialmente cloro fenol. Aun en elcaso de contenidos extraordinariamente
pequeños de estos productos son muy tóxicos, es por eso que la norma
establece un LMP (límite máximo permisible) muy bajo, mientras más toxico o
contaminante es el compuesto, más baja es la concentración en el LMP. Los
fenoles son Compuestos orgánicos hidroxiderivados del benceno subproductos
del petróleo, pinturas, tintes y resinas. NO son biodegradables.
Se Producen ademas por la descomposicion FOTOQUIMICA de los
hidrocarburos especialmente cuando estan en contacto con la atmosfera y la luz
solar.
En química y en física , se define al ion como un átomo o una molécula
cargados eléctricamente, debido a que ha ganado o perdido electrones de su
dotación normal, lo que se conoce como ionización. También suele llamársele
molécula libre. Los iones cargados negativamente, producidos por la ganancia
de electrones, se conocen como aniones (que son atraídos por el ánodo) y los
165
cargados positivamente, consecuencia de una pérdida de electrones, se
conocen como cationes (los que son atraídos por el cátodo).
Un catión es un ión (sea átomo o molécula) con carga eléctrica positiva, esto
es, con defecto de electrones. Los cationes se describen con un estado de
oxidación positivo.
Aniones importantes :
Hidróxido
Halogenuros:
Fluoruro
Cloruro
Bromuro
Yoduro
Formas básicas de oxoácidos:
Nitrato
Sulfato
Cationes importantes:
Hidronio o protón hidratado
Metales alcalinos y alcalinotérreos:
sodio
potasio
magnesio
calcio
Metales de transición
Amonio.
CONCLUSIONES Y
RECOMENDACIONES
166
5.CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
5.1 CONCLUSIONES:
Dependiendo de la Geoquímica de subsuelo el agua puede ser incrustante
o corrosiva, si proviene de arenas cálcareas son incrustantes; sin embargo
un descontrol de la escala (incrustraciones provocan tambien corrosión),
por factores como crecimiento microbiano,(bacterias sulfato reductoras);
que se alojan en las incrustraciones.
El control de corrosión y de incrustraciones (escala) en un campo petrolero
y en toda la industria general es indispensable un equipo metálico
correctamente protegido contra la corrosión puede cumplir una vida útil de
hasta 25 años, y sin una protección adecuada este tiempo de vida útil
puede disminuir.
Se verificara que en este campo CONONACO, se realiza todos loa
análisis para controlar la corrosión y monitorearla, es por esto que los
equipos continuan operando con normalidad.
Para determinar las medidas de prevención y los monitoreos de corrosión
y scala es indispensable caracterizar los fluidos, que estan en contacto
con el equipo de superficie y sub- superficie(Agua de Formación, Gas y
Petróleo).
Existen índices que miden la tendencia incrustante o corrosiva de los
fluidos, químicos especialmente del agua y del gas para determinar, el tipo
de impacto(incrustante o corrosivo), que provocarán en los metales.
167
5.2 RECOMENDACIONES.
Continuar con los programas de control y monitoreo de corrosión y scala,
que se verifique que son eficientes y realizado por profecionales
especianizados.
Introducir equipos de mejor tecnología y automatizados para, el control de
corrosión y scala como se indica en esta tesis actualmente se monitorea la
corrosión solo con cupones.
168
GLOSARIO
Aleación: Es una mezcla sólida homogénea de dos o más metales, con algún o
algunos elementos no metálicos. Se puede observar que las aleaciones están
constituidas por elementos metálicos en estado elemental (estado de oxidación
nulo)
Ánodo: Es el electrodo de una pila galvánica o celda electroquímica en el cual
ocurre el fenómeno de oxidación (material atacado).
Ánodo Galvánico: Es el elemento emisor de corriente eléctrica con potencial
normal de oxidación más electronegativo que el de la estructura por proteger y
que al emitir la corriente eléctrica de protección, se consume. También llamado
ánodo de sacrificio.
API: Instituto Americano del Petróleo (American PetroleumInstitute)
Cátodo.- Es la porción de la superficie del metal que no se disuelve, pero
donde ocurren otras reacciones químicas originadas en el proceso de corrosió.
Corrosión química. Remoción de átomos de un material por efecto de la
solubilidad o reacción química entre el material y el líquido circundante.
Despolarización. Cambio en la corriente en una celda electroquímica debido a
la modificación del electrolito en contacto con los electrodos.
Electrolito. Medio conductor a través del cual los iones se mueven
constituyendo una corriente en una celda electroquímica.
169
Mpy: Es la abreviatura en inglés de milipulgadas por año, que es la unidad más
frecuente utilizada para expresar la velocidad de corrosión.
NACE: Asociación Nacional de Ingenieros en Corrosión (National Association
Corrosión Engineers).
Oxidación. Pérdida de electrones por el constituyente de una reacción química.
(También se refiere a la corrosión de un metal expuesto a un gas oxidante a
temperaturas elevadas.)
Polarización. El cambio en el potencial electródico de la celda electroquímica
debido al paso de corriente. En las celdas de corrosión resulta en una
disminución en la corriente y, consiguientemente, en una menor corrosión del
metal.
Potencial electródico. El potencial de un electrodo en un electrolito medido en
contra de un electrodo de referencia.
Pontones: Son cilindros estancos que flotan sobre el espejo de producto y
sustentan al techo. No deben ser un componente estructural de los techos
sometidos a esfuerzos, ya que esto produciría su pinchadura y posterior
hundimiento.
Protección Catódica: Es un método electroquímico que aprovecha el mismo
principio electroquímico de la corrosión, transportando un gran cátodo a una
estructura metálica, ya sea que se encuentre enterrada o sumergida.
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