Corrosion El La Industria Petrolera

OBJETIVO DE LA INVESTIGACION

Objetivo general

Establecer la metodología a seguir para la aplicación e inspección de protección anticorrosiva de ductos de acero al carbón que transportan hidrocarburos en ambientes marinos y costeros

Objetivos específicos

• Prevenir la corrosión exterior en ductos y sus accesorios en plataforma inmediatamente después de su construcción o durante esta, así como una vez que hayan sido terminados trabajos de mantenimiento como el de sustitución de algún tramo no durante el periodo de servicio del ducto.

• Diferenciar los distintos tipos de corrosión.

• Buscar las posibles causas de corrosión en las tuberías de producción.

MARCO TEORICO

En la perforación, terminación y durante la vida productiva del pozo, el flujo de los hidrocarburos en la mayoría de los casos vienen acompañados de ácido sulfhídrico y/o bióxido de carbono, los cuales pueden estar presentes en pequeñas o altas concentraciones.

De tal manera que la Ingeniería del pozo respecto al diseño de las tuberías de revestimiento, producción y conducción deben de ser capaces de resistir estas condiciones severas de operación.

Tipos de corrosión

Existen diferentes tipos de corrosión. Sin embargo, en este trabajo nos enfocaremos principalmente a las comúnmente observadas en tuberías usadas en las operaciones de perforación y terminación de pozos; así como en las tuberías de conducción (línea), las cuales son:

• Corrosión por ácido sulfhídrico (corrosión amarga)

• Corrosión por bióxido de carbono (corrosión dulce)

Corrosión por H2S

El ataque a la tubería por la presencia del ácido sulfhídrico disuelto, es conocido como corrosión amarga. La reacción química es la siguiente:

Fe + H2S FeS + 2H+

El sulfuro de fierro que se produce de la reacción química, es el que se adhiere a la superficie del acero en forma de polvo negro o escama.

Corrosión por CO2

El ataque a la tubería por la presencia del bióxido de carbono es conocido como corrosión dulce. El primer caso histórico a nivel mundial de este problema fue ubicado un pozo de gas en Texas, EUA, en el año de 1947; desde entonces se tiene un registro estadístico de que un pozo de cada cinco, tienen problemas con este tipo de corrosión.

Esta corrosión se presenta tanto en pozos de aceite, gas, y gas y condensado.

El bióxido de carbono está en una solubilidad equilibrada con el agua y los hidrocarburos. La concentración del CO2 en el agua está determinada por la presión parcial del gas en contacto con el agua de formación. La reacción química por presencia del CO2 es:

CO2 + H2O H2CO3 (ácido carbónico)

H2CO3 + Fe FeCO3 (carbonato de hierro) + H2

Factores que influyen en la corrosión

• Esfuerzo de cedencia o dureza de la tubería.

• Limpieza del acero (inclusiones y segregación central).

• Intensidad de esfuerzos aplicados (Tensión).

• Concentración del ácido sulfhídrico y del bióxido de carbono.

• pH de la solución. (fluidos utilizados ó agua de la formación).

• Temperatura.

• Presiones parciales del H2S y CO2.

Los metales son susceptibles a sufrir el fenómeno de corrosión, no habiendo material útil para todas las aplicaciones es:

1) el oro es resistente a la atmósfera, pero se corroe si se pone en contacto con mercurio a temperatura ambiente.

2) el acero no se corro en contacto con el mercurio pero se oxida expuesto a la atmósfera.

En termino técnico, y simplificado la corrosión ha sino definida como la destrucción de un metal por reacción química o electroquímica por el medio ambiente y representa la diferencia entre una operación libre

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