La corrosión: La lucha más extensa

36 Oilfield Review

La corrosión: La lucha más extensa

Los lugares en los que se desarrollan operaciones petroleras a menudo ofrecen las

condiciones ideales para la corrosión. La investigación constante y los avances

introducidos en materia de revestimientos, protección catódica, pruebas no

destructivas, análisis e inhibidores de corrosión, permiten a los operadores producir

petróleo y gas de manera segura en estos ambientes corrosivos.

La corrosión convalida la ley universal de la entro-pía, según la cual todo tiende a un estado de mayor caos y desorden. Las manchas de herrumbre que aparecen en una vara de hierro o la pátina verde que se observa en una pieza de cobre son evidencias de los efectos insidiosos de la corrosión. Estos ejem-plos pueden considerarse molestos, pero llevados al extremo, los resultados de la corrosión pueden tener consecuencias catastróficas.

La corrosión ha tirado abajo puentes, derri-bado aeronaves, arruinado plantas químicas, par-

tido columnas de perforación y provocado la rotura de líneas de conducción. Transcurrido un tiempo suficiente, este fenómeno posee el potencial para degradar cualquier material. En ciertos ambien-tes, los efectos no controlados de la corrosión pueden aparecer súbitamente y, si no se mane-jan adecuadamente, sus consecuencias pueden implicar un costo elevado.

De acuerdo con la Administración Federal de Autopistas de EUA, en el año 2015 el costo directo anual aproximado de la corrosión para los Estados

Oilfield Review MAY 16Corrosion Fig OpenerORMAY 16 CRSSN Opener

Nausha AsrarBruce MacKaySugar Land, Texas, EUA

Øystein BirketveitMarko StipanicevBergen, Noruega

Joshua E. JacksonG2MT Laboratories, LLCHouston, Texas

Alyn JenkinsAberdeen, Escocia

Denis MelotTotalParís, Francia

Jan ScheieStavanger, Noruega

Jean VittonatoTotalPau, Francia

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review 28, no. 2 (Mayo de 2016).Copyright © 2016 Schlumberger.DS-1617 es una marca de M-I LLC.Hastelloy es una marca registrada de Haynes International, Inc.Inconel y Monel son marcas registradas de Special Metals Corporation.

Volumen 28, no.2 3737

Unidos se estimó en USD 500 000 millones, lo que representa alrededor del 3,1% del producto bruto interno de ese país.1 Esta cifra equivale a seis veces el costo anual promedio de los desastres naturales relacionados con el clima para los Esta-dos Unidos, que en el año 2011 ascendió a alre-dedor de USD 87 000 millones.2 A diferencia de los episodios climáticos, la corrosión puede ser controlada o al menos manejada. Los científicos estiman que entre un 25% y un 30% de los costos de la corrosión podrían evitarse si se emplearan buenas prácticas de manejo de la corrosión y estrategias preventivas.3

En las distintas épocas, y a pesar de la falta de comprensión de los mecanismos fundamenta-les involucrados, los seres humanos procuraron controlar la corrosión. En los tiempos antiguos, la resistencia a la corrosión a veces se impartía a los materiales por cuestiones de circunstancias más que de diseño (Figura 1).4 Los primeros métodos de control de la corrosión incluyeron la utilización de bitumen y pinturas a base de plomo, como es el caso de los romanos del siglo I. Alrededor del año 500 a.C., los fabricantes de espadas chinas uti-lizaban revestimientos de sulfuro de cobre para inhibir la corrosión de las espadas de bronce. Algunos siglos después, el recubrimiento de

cobre utilizado en las embarcaciones británicas para reducir las incrustaciones biológicas —la acumulación de depósitos de organismos tales como los balanos y las algas en las superficies subacuáticas— e incrementar la velocidad ace-leró la corrosión de los clavos que mantenían uni-das esas embarcaciones.5

Michael Faraday fue uno de los colaborado-res más importantes que ayudó a comprender la corrosión, cuando a comienzos de la década de 1800 estableció una relación cuantitativa entre la acción química de la corrosión y la corriente eléctrica.6 Si bien hoy se sabe mucho más sobre el tema, los científicos continúan estudiando los mecanismos de la corrosión y siguen buscando métodos para manejarla y controlarla.

La lucha contra la corrosión constituye una fuente significativa de gastos para la industria del petróleo y el gas (Figura 2). British Petroleum (BP) llevó a cabo un estudio de sus operaciones en el Mar del Norte en 1995.7 A raíz de ese estu-dio, la compañía estimó que las erogaciones para la prevención y el control de la corrosión ascen-dían a alrededor del 8% de las erogaciones de capital total para sus proyectos. En la plataforma continental del Reino Unido, entre el 25% y el 30% de los costos operativos de BP correspondían al control y el manejo de la corrosión. Los costos asociados con el reemplazo de los equipos corroí-

dos, la pérdida de producción y la contaminación relacionada con la corrosión contribuían a los gastos generales. Además de los costos directos, la compañía determinó que la corrosión tenía un costo indirecto significativo asociado con los problemas de salud, seguridad y medioambiente.

Este artículo se centra en las descripciones de la corrosión, las técnicas de manejo de la corrosión y las tecnologías para su reducción.

1. Koch GH, Brongers MPH, Thompson NG, Virmani YP y Payer JH: “Corrosion Costs and Preventive Strategies in the United States,” Washington, DC: Administración Federal de Autopistas del Departamento de Transporte de EUA, Publicación FHWA-RD-01-156, marzo de 2002.

Jackson JE: “Corrosion Will Cost the US Economy over $1 Trillion in 2015,” G2MT Laboratories, http://www.g2mtlabs.com/corrosión/cost-of-corrosión/ ( Se accedió el 6 de enero de 2016).

Papavinasam S: Corrosion Control in the Oil and Gas Industry. Waltham, Massachusetts, EUA: Gulf Professional Publishing, 2014.

2. El costo de USD 87 000 millones, que implicaron los desastres naturales relacionados con el clima acaecidos en el año 2011, fue el más elevado del que se tienen registros. El costo anual promedio rondó los USD 10 000 millones en los últimos años. Para obtener más información sobre el costo de las catástrofes meteorológicas, consulte: Smith AB y Katz RW: “U.S. Billion-Dollar Weather and Climate Disasters: Data Sources, Trends, Accuracy and Biases,” Natural Hazards 67, no. 2 (Junio de 2013): 387–410.

3. Chillingar GV, Mourhatch R y Al-Qahtani GD: The Fundamentals of Corrosion and Scaling for Petroleum and Environmental Engineers. Houston: Gulf Publishing Company, 2008.

4. Kumar AVR y Balasubramaniam R: “Corrosion Product Analysis of Corrosion Resistant Ancient Indian Iron,” Corrosion Science 40, no. 7 (1º de julio de 1998): 1169–1178.

Balasubramaniam R: Story of the Delhi Iron Pillar. Delhi, India: Foundation Books Pvt. Ltd, Cambridge House, 2005.

5. Groysman A: Corrosion for Everybody. Dordrecht, The Netherlands: Springer Science+Business Media, 2010.

6. Ahmad Z: Principles of Corrosion Engineering and Control, 1st ed. Burlington, Massachusetts: Butterworth-Heinemann, 2006.

7. Kermani MB y Harrop D: “The Impact of Corrosion on the Oil and Gas Industry,” SPE Production & Facilities 11, no. 3 (Agosto de 1996).

Figura 1. El pilar de hierro de Delhi. Este pilar de hierro se encuentra ubicado en el Complejo Qutub, en Nueva Delhi, Delhi, India (inserto). Posee una altura de alrededor de 9,1 m [30 pies] y pesa aproximadamente 6 000 kg [13 200 lbm]. Erigido en el año 400 d.C., esencialmente no ha sufrido las consecuencias de la oxidación pese a haber permanecido a la intemperie más de 1 600 años. Entre las razones de la falta de corrosión se encuentra la baja humedad de Nueva Delhi, pero el fenómeno se atribuye fundamentalmente a la alta concentración de fósforo del hierro.

Oilfield Review MAY 16Corrosion Fig 1ORMAY 16 CRSSN 1

I N D I A

P A Q U I S

T Á N

NEPAL

C H I N A

BANGLADESH

SRI LANKA

Bombay

Nueva Delhi

km

millas0

0 500

500


Producción1,4

Líneas deconducción

7,0Buquestanque

2,7

Almacenamiento7,0

Refinación3,7

Distribución5,0

Erogaciones en concepto de corrosión en laindustria del petróleo y el gas de EUA, expresados

en miles de millones de USD/año

Figura 2. Erogaciones por corrosión. Las erogaciones por corrosión en la industria del petróleo y el gas de EUA ascienden a alrededor de USD 26 800 millones /año. El segmento de refinación, tratamiento y transporte de la industria —producción, líneas de conducción y buques tanque— representa el 41% del total, o USD 11 000 millones/año. (Adaptado de Koch et al, referencia 1.)

38 Oilfield Review

Algunos ejemplos de campo de Gabón, el área de aguas profundas de Nigeria y el Mar del Norte ilustran la batalla que las compañías operadoras de petróleo y gas libran constantemente contra la corrosión.

El proceso de corrosiónHoy, los científicos e ingenieros poseen una mayor comprensión de los procesos de corrosión que las antiguas civilizaciones romana y china. La lucha contra la corrosión requiere que se comprendan los elementos principales que causan y contri-buyen a este fenómeno. Existen varias clases de corrosión; para la industria del petróleo y el gas, los tipos más comunes son la exposición al dió-xido de carbono [CO2, corrosión dulce], al ácido sulfhídrico [H2S, corrosión ácida] y al oxígeno [O2], y la corrosión causada por los microbios, aludida como corrosión influenciada microbio-lógicamente o corrosión microbiológica (MIC).8

Algunas formas de corrosión de los metales se relacionan con la estabilidad; por ejemplo, la corrosión galvánica es un proceso electroquímico asociado con el movimiento de los electrones entre áreas que poseen potenciales electroquí-micos diferentes. La celda de corrosión describe esquemáticamente la corrosión oxidante, que es análoga a una batería en la cual dos metales disí-miles son conectados por un electrolito (Figura 3).9 Un metal que posee un índice de corrosión más alto —más inestable— representa la parte nega-

tiva de la celda y actúa como ánodo; un segundo metal que posee un índice de corrosión más bajo —más estable— actúa como la parte positiva de la celda; es decir, el cátodo.10

Durante la corrosión galvánica, se forman óxi-dos metálicos a medida que los electrones fluyen del ánodo al cátodo a través del electrolito que es el fluido en contacto con el ánodo y el cátodo. Una versión simplificada de la oxidación del hie-rro puede ser utilizada para ilustrar la corrosión galvánica. Cabe destacar que el proceso real es más complejo. La presencia de agua [H2O] sobre la superficie del hierro [Fe o Fe0] libera electro-nes para formar iones ferroso [Fe2+] y férrico [Fe3+], que actúan como el ánodo en nuestra analogía de la batería. Los electrones liberados fluyen hacia el cátodo, donde, en presencia de oxí-geno [O2], se forman óxido ferroso [FeO] y óxido férrico [Fe2O3] como incrustaciones de herrum-bre o precipitados. Un subproducto de la reac-ción en el cátodo son los iones hidroxilo [OH–] resultantes de la reducción del agua oxigenada. El hierro también puede reaccionar con el CO2 formando carbonato ferroso [FeCO3] y con el H2S formando sulfuros de hierro [FexSx]. En ausencia de O2, pero en presencia de CO2 y H2S, la reacción catódica puede generar gas hidrógeno.

Estas reacciones pueden ocurrir rápidamente, pero si la velocidad de la reacción puede reducirse, también se reducirá el índice de corrosión general. Muchos son los factores que afectan la velocidad

de la reacción, entre otros, el tipo y la calidad del metal, las composiciones de los electrolitos, el pH, la temperatura, la presión, la presencia de gases disueltos, la velocidad del líquido, la salinidad del agua, la aplicación de protección catódica y la presencia de microbios.11 Para manejar la corro-sión y el índice de corrosión, es importante cono-cer la metalurgia de los materiales a utilizar y los ambientes en los cuales operarán.

Si el CO2 entra en contacto con el agua en el sistema de producción o de transporte de una ope-ración de petróleo y gas, las áreas habitualmente afectadas son las partes internas del pozo, las redes de recolección y las líneas de conducción. En la corrosión del hierro por CO2, los productos de la reacción son el ácido carbónico, el carbo-nato ferroso [FeCO3] y el gas hidrógeno [H2].12 Para que se produzca la corrosión por CO2, la pre-sión parcial del gas puede ser tan baja como 21 kPa [3 lpc]. Para prevenir este tipo de corrosión, los operadores utilizan normalmente películas orgá-nicas que actúan como barreras e inhibidores que neutralizan la acidez del ácido carbónico generado durante la corrosión. Los operadores también pueden utilizar aleaciones resistentes a la corrosión (CRAs), que son resistentes a la corrosión general y localizada, en ambientes que son corrosivos para los aceros al carbono y de baja aleación.

El ácido sulfhídrico se encuentra a menudo en los fluidos producidos o como resultado de la corrosión MIC.13 Si bien el H2S no es corrosivo, se vuelve corrosivo en presencia de agua.14 La corro-sión ácida provocada por el H2S puede afectar cualquier parte del sistema de producción, inclu-yendo las partes internas del pozo y las redes colectoras de petróleo y gas. Los fluidos petrole-ros se consideran ácidos si el gas producido con-tiene más de 5,7 mg de H2S por m3 [4 partes por millón (ppm)] de gas natural o si el agua produ-cida posee más de 5 ppm de H2S.15 En el ánodo, el H2S reacciona con el hierro formando distin-tas variantes del sulfuro de hierro [FexS], tales como la mackinawita [(Fe,Ni)(1 + x)S], la pirro-tita [Fe(1 - x)S] y la troilita [FeS].16 Estas especies de sulfuro de hierro precipitan y pueden formar celdas de corrosión microgalvánicas localizadas.

Las celdas de corrosión formadas durante la corrosión ácida producen picaduras, fisuración por tensocorrosión por sulfuro (SSC) y fragili-dad por hidrógeno.17 La fisuración por tensoco-rrosión es el resultado del esfuerzo de tracción combinado con un ambiente húmedo y a menudo produce picaduras redondas y someras con fondos corroídos, acompañadas por fisuras ramificadas que pueden conducir rápidamente a la rotura. La fragilidad por hidrógeno se produce cuando el

Figura 3. Celda de corrosión. Cuando el acero en el agua se oxida, se producen diversas reacciones simultáneamente. En el ánodo, el acero [Fe0] se disuelve fácilmente y forma iones ferroso [Fe2+] y férrico [Fe3+] (no mostrados aquí), y los electrones se desplazan hacia el cátodo. En el cátodo, los electrones reaccionan con el agua [H2O] y forman iones hidroxilo [OH–] y oxígeno [O2]. Los iones OH– se combinan con el Fe2+ solubilizado y forman hidróxido de hierro [Fe(OH)2].


Fe0Fe0

Fe0Fe0

Ánodo

Agua

Flujo de electrones

Acero

Cátodo

Fe2+ Fe(OH)2Fe(OH)2

OH– OH–

OH–

Reacción anódica Fe0 Fe2+ + 2e–

Reacción catódica H2O + 2e– 0,5 O2 + 2OH–

Fe2+ + 2OH– Fe(OH)2

Volumen 28, no.2 39

H2S y el H2 se difunden en el metal, se recombi-nan con otras moléculas y generan presión en la matriz del metal; los subproductos de la protec-ción catódica, la corrosión galvánica y otros meca-nismos pueden producir fragilidad por hidrógeno.

El modo de falla en la fragilidad por hidrógeno depende del tipo de acero; por ejemplo, los aceros de baja resistencia exhiben burbujeo. El modo de falla de los aceros de alta resistencia puede ser catastrófico cuando la presión del gas entram-pado excede la resistencia a la tracción del metal. Para controlar la corrosión ácida, los operadores utilizan materiales formadores de películas orgá-nicas, secuestradores de H2S, metales resistentes a la SSC, procesos de limpieza de las líneas de flujo con diablos, tratamientos con nitratos, y bio-cidas que reducen el crecimiento de los micro-bios que provocan la corrosión MIC.18

La corrosión relacionada con el oxígeno en los ambientes de producción de petróleo y gas a menudo es mucho más agresiva que la corrosión provocada por el CO2 o el H2S (Figura 4).19 La corro-sión por oxígeno es directamente proporcional a la concentración del gas disuelto. Si existen clo-ruros presentes, CO2 o H2S, el índice de corrosión puede incrementarse significativamente.

El oxígeno posee la capacidad para inducir la corrosión a través de los sistemas de produc-ción. La inhibición de la corrosión por oxígeno es difícil, y los esfuerzos de reducción de la corro-sión en las instalaciones de tratamiento de agua y producción en general han estado dirigidos a la exclusión del oxígeno del sistema y la utiliza-ción de secuestradores de oxígeno. Los secues-tradores de oxígeno típicos son el bisulfito de amonio [NH4HSO3], el sulfito de sodio [Na2SO3] y el bisulfito de sodio [NaHSO3].20 Además de la eliminación con secuestradores, a veces se uti-lizan desaireadores por vacío para controlar los efectos corrosivos del oxígeno en los metales.

La exposición al oxígeno también consti-tuye una fuente importante de corrosión de la columna de perforación. Durante su bajada y su extracción del pozo, la columna de perforación se expone al oxígeno atmosférico. Durante la perfo-ración, se encuentra en contacto con el oxígeno del sistema de lodo. Ambas situaciones pueden inducir la corrosión. La expresión más común de la corrosión relacionada con el oxígeno son las picaduras, que incluso pueden desarrollarse debajo del lodo que queda sobre y dentro de la columna de perforación, en donde las platafor-mas para almacenamiento de tuberías se encuen-tran en contacto con la tubería, y en las grietas o fisuras. Las picaduras profundas por corrosión, producidas en la columna de perforación, pue-den provocar el comienzo de la falla por fatiga.

8. Popoola LT, Grema AS, Latinwo GK, Gutti B y Balogun AS: “Corrosion Problems During Oil and Gas Production and Its Mitigation,” International Journal of Industrial Chemistry 4, no. 1 (2013).

Chillingar et al, referencia 3. 9. Stansbury EE y Buchanan RA: Fundamentals of

Electrochemical Corrosion. Materials Park, Ohio, USA: ASM International, 2000.

Brondel D, Edwards R, Hayman A, Hill D, Mehta S y Semerad T: “Corrosion in the Oil Industry,” Oilfield Review 6, no. 2 (Abril de 1994): 4–18.

10. Si bien la analogía de la batería es aceptable para explicar la corrosión que involucra dos metales disímiles, los procesos de corrosión también se producen cuando existe sólo un metal involucrado, en cuyo caso el mecanismo de corrosión consiste en la formación de cristales pequeños con composiciones levemente diferentes. El ánodo y el cátodo se encuentran ubicados en diferentes zonas de la superficie del metal y, dependiendo de las condiciones existentes, pueden encontrarse cerca o lejos, uno respecto del otro.

11. Heidersbach R: Metallurgy and Corrosion Control in Oil and Gas Production. Hoboken, Nueva Jersey, EUA: John Wiley & Sons, Inc., 2011.

12. A temperaturas elevadas, también puede formarse magnetita [Fe3O4].

13. En la corrosión MIC, el H2S es producido como un subproducto de las actividades de las bacterias sulfatorreductoras (SRB).

Figura 4. Índices de corrosión. Los índices de corrosión relativos en mili-pulgadas/año (mpy) del acero al carbono muestran diferencias pronunciadas cuando el acero se expone a concentraciones variables de O2, CO2 y H2S. Con una concentración de 5 ppm, el O2 es casi tres veces más corrosivo que el H2S y un 30% más corrosivo que el CO2. Las fotografías que aparecen al lado de cada curva muestran los efectos de estos agentes de corrosión en las superficies metálicas.


Índi

ce d

e co

rrosi

ón d

el a

cero

al c

arbo

no, m

py

30

20

10

0

Oxígeno1 2 3 4 5 6 7 8 9

O2

CO2

H2S5

15

25

Ácido sulfhídricoConcentración de gas en la fase acuosa, partes por millón

100 200 300 400 500 600 700 800 900

Dióxido de carbono50 100 150 200 250 300 350 400 450

14. Chillingar et al, referencia 3.15. Stewart M y Arnold K: Gas Sweetening and

Processing Field Manual. Waltham, Massachusetts. Gulf Professional Publishing, 2011.

16. Ning J, Zheng Y, Young D, Brown B y Nesic S: “A Thermodynamic Study of Hydrogen Sulfide Corrosion of Mild Steel,” artículo NACE 2462, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Corrosión de la NACE 2013, Orlando, Florida, EUA, 17 al 21 de marzo de 2013.

17. Kvarekval J: “Morphology of Localized Corrosion Attacks in Sour Environments,” artículo NACE 07659, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Corrosión de la NACE 2007, Nashville, Tennessee, EUA, 11 al 15 de marzo de 2007.

18. Los operadores de líneas de conducción envían unos dispositivos mecánicos denominados diablos a través de las líneas para limpiar la superficie interna. Esta práctica puede llevarse a cabo sin interrumpir el flujo y la corriente de flujo empuja el diablo a través de la tubería.

19. Popoola et al, referencia 8. Chillingar et al, referencia 3.20. Chillingar et al, referencia 3. Es necesario adoptar recaudos cuando se

utiliza NH4HSO3 como secuestrador de oxígeno. Este compuesto es corrosivo en sí mismo y además puede actuar como fuente de alimentación para las bacterias, incentivando potencialmente la corrosión MIC.

40 Oilfield Review

La columna de perforación puede revestirse con epoxies o resinas para detener la corrosión, pero el ambiente riguroso de fondo de pozo a menudo remueve rápidamente estos recubrimientos de protección. El aditivo para tuberías, que es la grasa lubricante que se aplica a las conexiones roscadas, puede ayudar a prevenir la corrosión de estas conexiones.

Forma y apariencia de la corrosiónEl término corroer proviene del Latín corro-dere que significa roer intensivamente y se le puede agregar el significado adicional de comer o desgastar gradualmente.21 La corrosión gene-ralmente deja una rúbrica visible que es caracte-rística del agente y el mecanismo que la produjo. Si bien no constituye una lista exclusiva, la corro-sión usualmente corresponde a una o más de las siguientes clases: general o uniforme, localizada, galvánica, inducida por la erosión o por el flujo, corrosión por grietas o fisuras, picaduras, bajo depósito, por cavitación, intergranular, fisura-ción por tensocorrosión y fatiga por corrosión (Figura 5). Otros tipos de corrosión son la corro-sión ambiental, la corrosión de tope de línea y la corrosión microbiana. Sobre la base de las carac-terísticas observadas de la corrosión, los ingenie-ros pueden adoptar las medidas adecuadas de prevención y mitigación.

La corrosión uniforme es típica de los ace-ros de baja aleación y puede observarse a través de

todo un área expuesta. La evidencia inicial de la corrosión uniforme es la rugosidad de la superficie. El espesor del metal se reduce a medida que la corrosión avanza y tarde o temprano falla debido a la presión interna o las fuerzas externas. Dado que este tipo de corrosión se vincula con la exposición de las superficies, puede prevenirse mediante la protec-ción adecuada de las mismas. La corrosión uniforme puede producirse en los equipos utilizados para las operaciones petroleras, tales como los tratamientos de estimulación hidráulica y acidificación.

La corrosión localizada se produce en deter-minados lugares, en vez de producirse a través de un área generalizada, y es más peligrosa que algunos otros tipos de corrosión debido a su natu-raleza impredecible y el potencial para el desarro-llo rápido. La corrosión localizada, a la cual son susceptibles hasta las CRAs tales como los aceros inoxidables, puede subdividirse en corrosión por picaduras, corrosión por grietas o fisuras y corro-sión bajo depósito. La corrosión por picaduras puede producir agujeros en los componentes metá-licos y es una de las causas principales de fallas en los equipos petroleros, incluyendo las tuberías de producción, las tuberías de revestimiento, las vari-llas de bombeo y el equipo de superficie.

La corrosión por grietas o fisuras se produce en áreas restringidas, en las que el metal en la grieta se vuelve anódico y el resto del metal actúa como cátodo. La grieta puede formarse donde dos metales disímiles entran en contacto o puede ser

creada por las celdas microgalvánicas presentes en ciertas aleaciones de acero.

Los índices de corrosión por picaduras a menudo son mucho más altos que los de otros tipos de corrosión. Se pueden aplicar inhibidores en la superficie para prevenir la iniciación, pero una vez que se forma una picadura los inhibido-res a menudo no pueden retardar su crecimiento.

La corrosión bajo depósito se produce cuando la arena, las sustancias corrosivas o los sólidos poro-sos se adhieren a la superficie del metal. Si bien la zona debajo del depósito es resistente a los inhibidores y se puede corroer rápidamente, este tipo de corrosión a menudo puede controlarse limpiando las superficies internas de las tuberías, por ejemplo, mediante la utilización de diablos.

La corrosión galvánica puede constituir un problema cuando dos metales disímiles entran en contacto. El metal que posee la menor resis-tencia a la corrosión actúa como ánodo y el metal más resistente actúa como cátodo. El ánodo se corroe con mayor preferencia. Esta forma de corrosión se observa con frecuencia en las líneas de conducción y en las plataformas marinas.

La serie galvánica, que ordena los metales de acuerdo con sus tendencias anódicas o cató-dicas, es un buen predictor de la severidad de la corrosión (Figura 6). La corrosión galvánica es controlada y mitigada mediante la utilización de los siguientes elementos:• un buen diseño de ingeniería: para garantizar

que los componentes corrosivamente activos presenten una superficie más extensa que los componentes menos activos

• selección de los materiales: para evitar los metales alejados dentro de la serie galvánica

• aislación: para proporcionar ánodos de sacrifi-cio a las líneas de conducción provenientes del mar y proteger aquéllas que se dirigen hacia tierra firme con sistemas de corriente impresa

• inhibidores y revestimientos: para controlar la iniciación de la corrosión, si bien este método puede resultar ineficaz una vez que se genera la corrosión.

La corrosión inducida por flujo tiene lugar cuando el flujo de líquido acelera la corrosión. Los cabezales de pozos y las bombas son suscepti-bles a este tipo de corrosión, que puede manifestarse como erosión o cavitación. La corrosión por ero-sión se produce cuando el flujo de fluidos remueve la película de protección que se forma de manera natural o que ha sido aplicada externamente. Debido a sus propiedades abrasivas, los sólidos suspendidos aceleran el proceso. El daño puede manifestarse como ranuras en la tubería, que se corresponden con la dirección del flujo. Un diseño de ingeniería adecuado que contemple un diáme-

Figura 5. Clases generalizadas de corrosión. La corrosión puede ser clasificada por su apariencia y por el agente causante. Estos ocho tipos de corrosión cubren la mayor parte de los mecanismos de corrosión observados en los metales.


Acero

General o uniforme

Picaduras IntergranularFisuración portensocorrosión Fatiga por corrosión

GalvánicaInducida por la

erosión o el flujo Grietas o fisuras

Ánodo

Agua

Agua

Flujo

Cátodo

FuerzaAcero

Volumen 28, no.2 41

tro de tubería suficiente y la remoción de sólidos de las corrientes de flujo permite minimizar este tipo de corrosión. Pueden aplicarse inhibidores para reemplazar las películas de protección barri-das por el flujo de fluidos.

La cavitación es producida por la implosión de las burbujas, que tiene lugar cuando la presión cambia rápidamente en los líquidos en circulación. Con el tiempo, la cavitación puede producir la formación de picaduras profundas en áreas de flujo turbulento, especialmente en los impulsores de las bombas. Los aceros con bajo contenido de carbono son susceptibles; los aceros inoxidables son más resilientes.22

La corrosión intergranular es el resultado de los ataques corrosivos producidos como grietas o fisuras en los límites intergranulares del metal. Los límites intergranulares pueden volverse anó-dicos con referencia a la superficie catódica cir-cundante, debido habitualmente a la formación de carburos de cromo o nitruros. Las impurezas del metal pueden incrementar el efecto, al igual que los precipitados que se forman en el metal durante los tratamientos térmicos. Cuando el cromo se combina con el nitrógeno o el carbono, localmente se dispone de menos cromo libre para la protección contra la corrosión y pueden formarse grietas o fisuras a lo largo de los límites intergranulares. El descenso repentino de la tem-peratura —el enfriamiento rápido después de los tratamientos térmicos— puede ser efectivo para la reducción o la eliminación de la corro-sión intergranular. La selección de materiales, es decir evitar los metales que son susceptibles a esta condición, es el método más confiable para evitar la corrosión intergranular. Para evaluar la susceptibilidad de los materiales a este meca-nismo, se pueden utilizar pruebas tales como la ASTM A262.23

El agrietamiento ambiental se produce cuando la corrosión coincide con el esfuerzo por tracción y puede manifestarse de las siguientes maneras:

• fragilidad por hidrógeno: el hidrógeno ingresa en la matriz del metal y la debilita

• fisuración por tensocorrosión: se forman grie-tas después de que una superficie ha sido ata-cada por la corrosión

• fisuración por tensocorrosión por sulfuro: falla del metal causada por la presencia de H2S.

La selección de materiales —optar por materia-les que son resistentes a la fragilidad por hidrógeno y a la fisuración por tensocorrosión por sulfuro— es la principal técnica de evitación. Las prácticas de diseño con bajo esfuerzo y el alivio de esfuerzos o tensiones con tratamientos térmicos también son comunes y la prevención de la corrosión en los componentes sometidos a esfuerzos constituye otro de los métodos.

Las líneas de conducción están sujetas a un tipo de corrosión denominado corrosión de tope de línea (Figura 7). El agua se condensa en el extremo superior de la tubería a medida que el

21. Davis JR: Corrosion—Understanding the Basics. Materials Park, Ohio: ASM International, 2000.

22. Port RD: “Flow Accelerated Corrosion,” artículo NACE 721, presentado en la Conferencia Anual sobre Corrosión de la NACE 98, San Diego, California, EUA, 22 al 27 de marzo de 1998.

23. ASTM International: “Standard Practices for Detecting Susceptibility to Intergranular Attack in Austenitic Stainless Steels,” West Conshohocken, Pensilvania, EUA: ASTM International A262-15, 2015.


Magnesio

Cinc

Cadmio

Aluminio

Acero

Acero con cromo

Acero inoxidable

Plomo

Estaño

Níquel

Inconel

Hastelloy

Latón

Cobre

Bronce

Monel

Acero con cromo

Plata

Titanio

Grafito

Oro

Platino

Anódico

Catódico

Figura 6. Serie galvánica. Los metales (no mostrados en su totalidad) pueden ser descriptos por sus tendencias anódicas o catódicas organizadas en una serie galvánica. Cuando los metales disímiles se conectan eléctricamente y se sumergen en un electrolito, el metal anódico, en vez del metal catódico, se corroe preferentemente. El índice de corrosión es una función de la separación entre los pares de metales de la serie galvánica. La serie mostrada aquí es para el agua de mar; el orden puede cambiar según el electrolito.

Figura 7. Corrosión de tope de línea. Esta corrosión puede ser el resultado del flujo multifásico estratificado de gas húmedo en tuberías horizontales. Los líquidos —incluyendo el condensado y los inhibidores tales como el monoetilenglicol— se depositan en la base de la tubería. El gas húmedo llena la tubería por encima de la línea del líquido. Si existe CO2 o H2S presente en el gas, junto con agua, se forman subproductos corrosivos en el tope de la tubería que pueden no ser controlados si el inhibidor permanece en su base.

Condensado

Gas húmedo

Tubería

Monoetilenglicol


42 Oilfield Review

fluido presente en su interior se enfría. El índice de corrosión depende de la tasa de condensación y de la concentración de ácidos orgánicos. En general, este tipo de corrosión se controla con inhibidores y con la aislación de las líneas de conducción que reduce la condensación.

La corrosión influenciada microbiológicamente o corrosión microbiológicaDesde el momento de la inmersión en un fluido no estéril que sustenta el crecimiento microbiano, los microorganismos comienzan a asociarse a la superficie del material (Figura 8). Los microor-ganismos planctónicos se fijan en el límite del fluido, habitualmente la pared de una tubería, o sobre un medio poroso tal como una zona de corrosión preexistente.24

La asociación de microorganismos conduce a la formación de biopelículas, que son comuni-dades microbianas encastradas en o sobre una superficie de asociación.25 Cuando existen biope-lículas presentes en los sistemas de producción, incluyendo el interior de las tuberías de produc-ción, los separadores de tipo hidrociclón y los separadores por acción de la gravedad, los tan-ques de almacenamiento, las líneas de conduc-ción y los sistemas de inyección de agua, puede producirse la corrosión MIC. Dependiendo de la especie microbiana, los mecanismos de corrosión pueden adoptar diversas formas.

Las biopelículas pueden entrampar iones y generar potenciales electroquímicos localizados, análogos a una celda de corrosión galvánica, o pueden contribuir a la corrosión al intervenir en la formación de productos de corrosión catódica y conductiva sobre la superficie del metal (Figura 9). Los procariotas productores de sulfato (SPPs) son los principales agresores. Los procariotas son microbios que no poseen un núcleo celular u organelos limitados por membranas. El grupo

más prominente de SPPs está compuesto por bacterias sulfatorreductoras (SRB) y arqueas sulfatorreductoras (SRA), que contribuyen a la corrosión de diversas maneras, por ejemplo, a través de su intervención en la formación de pro-ductos de corrosión por sulfuro ferroso catódico y la formación de celdas galvánicas. La producción de H2S por los SPPs también puede ocasionar corrosión ácida.

Las biopelículas pueden desarrollar celdas de concentración local, que son creadas por el agotamiento del oxígeno o pueden asociarse a la superficie de un metal. Los microbios pueden contribuir a la corrosión por los efectos directos de los productos de desechos metabólicos, tales como los ácidos orgánicos que pueden alterar el pH local y formar celdas con pH. Algunos micro-bios son anaeróbicos y pueden tolerar extremos de presión, temperatura, pH y salinidad de fluidos. Estos incluyen los microbios metanógenos; es decir, los microbios que producen metano como subproducto metabólico en condiciones anóxicas.

Cualquiera sea la fuente de la corrosión MIC, las medidas de prevención en la mayoría de los casos atacan las poblaciones planctónicas y sésiles.26 Los métodos utilizados incluyen biocidas para matar los microorganismos, revestimientos para inhibir la formación de biopelículas, la remoción de nutrientes de la corriente de flujo para con-trolar las poblaciones microbianas, y la remoción mecánica de una biomasa establecida por medio de la limpieza con diablo.

Métodos de control de la corrosiónLas soluciones metalúrgicas pueden ser elemen-tos efectivos para disuadir la corrosión, pero sus costos pueden superar el límite económico de muchos proyectos petroleros. La fabricación de todas las estructuras y elementos tubula-res con iridio —el elemento más resistente a la corrosión— nos permitiría ganar la batalla contra la corrosión, pero se incurriría en ero-gaciones insostenibles e implicaría asumir que en el mundo existe un suministro suficiente de iridio para emprender esa tarea. El aluminio es un metal resistente a la corrosión utilizado en numerosas aplicaciones petroleras, pero no es adecuado para operaciones en condiciones de alta presión y alta temperatura. Además, si bien el aluminio se considera resistente a la corrosión en el agua de mar, el mecanismo para la resis-tencia se basa en la formación de una película delgada de óxido de aluminio sobre la superficie del metal. En ambientes con altos niveles de aci-dez (bajo pH) o alcalinidad (alto pH), el óxido de aluminio puede volverse inestable y, por consi-guiente, no servir como protección. En muchos

Figura 8. Productos de corrosión influenciada microbiológicamente o corrosión microbiológica. Si los microbios no se controlan, en los sistemas de producción puede producirse corrosión por incrustaciones blandas, fenómeno al que se alude con el nombre de schmoo en inglés (derecha). La fotografía muestra una mezcla de sulfuro de hierro [FeS], asfaltenos y biomasa, que fue recolectada en la salida de la corriente lateral de un tanque separador (extremo superior izquierdo). Los inhibidores de corrosión forman películas de protección alrededor de las partículas de sulfuro de hierro (extremo inferior izquierdo) dentro del separador e impiden la formación de incrustaciones blandas en las aguas producidas.

Agua

Salidadel agua

Corrientelateral Emulsión

Tanque separador

Capa de petróleo

Partícula de sulfuro de hierro

Película de inhibidor de corrosión

Salida del petróleo


Figura 9. Corrosión influenciada microbiológicamente o corrosión microbiológica generada por subproductos. La biopelícula depositada sobre la superficie de esta pieza de metal produjo H2S que dañó la pieza y provocó la falla prematura del equipo.


Volumen 28, no.2 43

24. Stipanicev M: “Improved Decision Support Within Biocorrosion Management for Oil and Gas Water Injection Systems,” tesis doctoral, Instituto Politécnico Nacional de Toulouse, Francia (2013).

25. Madigan MT, Martinko JM, Bender KS, Buckley DH, Stahl DA y Brock T: Brock Biology of Microorganisms, 14a ed. San Francisco: Benjamín Cummings, 2014.

26. El término “sésil” se refiere a los organismos fijos o inmóviles.

27. Lehmann JA: “Cathodic Protection of Offshore Structures,” artículo OTC 1041, presentado en la Primera Conferencia Anual de Tecnología Marina, Houston, 18 al 21 de mayo de 1969.

28. Davy H: “On the Corrosion of Copper Sheeting by Sea Water, and on Methods of Preventing This Effect; And on Their Application to Ships of War and Other Ships,” Philosophical Transactions of the Royal Society of London 114 (1º de enero de 1824): 151–158.

29. von Baeckmann W: “The History of Corrosion Protection,” en von Baeckmann W, Schwenk W y Prinz W (eds): Handbook of Cathodic Corrosion Protection—Theory and Practice of Electrochemical Protection Processes, 3a ed. Houston: Gulf Professional Publishing (1997): 1–26.

30. Amani M y Hjeij D: “A Comprehensive Review of Corrosion and Its Inhibition in the Oil and Gas Industry,” artículo SPE 175337, presentado en la Muestra y Conferencia del Petróleo y el Gas de Kuwait de la SPE, Mishref, Kuwait,11 al 14 de octubre de 2015.

31. Schweitzer PA: Corrosion of Linings and Coatings: Cathodic and Inhibitor Protection and Corrosion Monitoring. Boca Raton, Florida: CRC Press, 2006.

casos, se requieren aleaciones de acero y CRAs para satisfacer tanto los requisitos de resistencia como los requisitos de costos.

Los revestimientos de superficies proporcio-nan resistencia química y mecánica y además pueden ofrecer protección térmica. Para maxi-mizar la efectividad de los revestimientos de superficies, se requiere una buena adhesión a la superficie a proteger. Existen dos tipos de reves-timientos: orgánicos e inorgánicos. Los revesti-mientos orgánicos incluyen las resinas epóxicas, las resinas fenólicas, los poliuretanos, los polie-tilenos y los poliésteres. Los metales aplicados como suspensiones y a modo de galvanización son algunos ejemplos de revestimientos inorgánicos; también pueden aplicarse cerámicas inorgánicas para proteger las superficies. Si bien no consti-tuye normalmente una solución tecnológica de avanzada, el cemento emplazado en el espacio anular entre la tubería de revestimiento del pozo y la formación puede actuar como un revesti-miento inorgánico para impedir la corrosión.

La protección catódica (CP) puede ser de dos tipos: pasiva y activa (Figura 10). En cualquiera de las dos formas, la protección catódica se basa en el movimiento de los electrones (corriente) desde un ánodo externo hasta el equipo que se está pro-tegiendo, que actúa como cátodo. Tanto el cátodo como el ánodo deben encontrarse en el mismo electrolito y estar conectados eléctricamente. Los usos más comunes de la CP son la protección de superficies extensas, tuberías, tuberías de revestimiento y equipos expuestos a los elemen-tos. También puede instalarse dentro o fuera de tanques y recipientes de presión.

Los operadores a menudo utilizan ánodos de sacrificio con la CP para proteger las estructuras en las áreas en las que no se dispone fácilmente de fuentes de energía eléctrica, tales como en opera-ciones remotas o en estructuras marinas. Si puede hacerse que la estructura actúe como cátodo en relación a un ánodo, el ánodo desechable de sacri-ficio se corroerá en tanto que el cátodo se manten-drá indemne. Esta CP es un tipo de lucha contra la corrosión con la corrosión misma.27

La utilización de la técnica CP por primera vez se atribuye a Sir Humphry Davy, quien describió el proceso en el año 1824 en una serie de artículos para la Royal Society of London.28 La técnica fue utilizada en un intento para prevenir la corrosión de los clavos empleados en las embarcaciones oceánicas de madera. La corrosión de los clavos se aceleraba cuando se aplicaban recubrimientos de cobre —utilizados para prevenir incrustacio-nes biológicas— en la superficie externa de las embarcaciones. Davy observó que los ánodos de sacrificio protegían los clavos de hierro. Los pro-

cesos reales no eran bien comprendidos en esa época, pero hoy se reconoce que el contacto de los metales disímiles —el recubrimiento de cobre y el hierro de los clavos— producía la corrosión. Davy y su asistente llevaron a cabo numerosos expe-rimentos sobre técnicas de prevención de la corro-sión; ese asistente era Michael Faraday, quien más adelante establecería la relación entre la acción química de la corrosión y la corriente eléctrica.

En el campo petrolero, la CP se aplicó por primera vez en las líneas de conducción de tie-rra firme y Robert J. Kuhn utilizó por primera vez el método en forma documentada en 1928.29

Robert J. Kuhn estableció un potencial negativo de 850 mV entre el tubo de acero de una línea de conducción y un electrodo de sulfato de cobre. Este ejemplo se convirtió en el fundamento de la tecnología moderna de CP, si bien durante muchos años la efectividad se vio perturbada por el escepticismo científico.

Hoy, en la CP se utilizan elementos de sacri-ficio fabricados con aluminio, cinc y magnesio para proteger el acero de las estructuras grandes y las tuberías. Estos metales disímiles generan el acoplamiento galvánico que establece un trayecto de corriente entre el ánodo y el cátodo, y, con el tiempo, el ánodo de sacrificio en vez de la estruc-tura protegida experimenta la pérdida de metal. El emplazamiento y distribución adecuados de los ánodos es crucial para garantizar la protección suficiente de todas las partes de la estructura.30

Dado que la corriente continua (CC) se aplica externamente, este tipo de manejo de la corrosión se denomina protección catódica con corriente impresa y se utiliza principalmente en aquellos casos en los que la resistencia electrolí-tica es alta, tal como en el suelo o el agua dulce, y en donde se dispone fácilmente de una fuente de corriente constante. El uso de paneles sola-res en localizaciones remotas ha incrementado considerablemente las aplicaciones potenciales de la protección catódica con corriente impresa.

En la técnica de CP con corriente impresa, la corriente de varios amperios, proveniente de un rectificador de bajo voltaje, pasa, o se imprime, desde un ánodo inerte (por ejemplo, grafito o hie-rro) a la estructura que se está protegiendo, que actúa como cátodo. El ánodo se asocia a la ter-minal positiva de la fuente de CC y el cátodo, a la terminal negativa. El ánodo y el cátodo a menudo se encuentran a una cierta distancia, uno respecto del otro, separados entre sí por un electrolito.

Para contrarrestar la corrosión, se debe sumi-nistrar suficiente densidad de corriente a todas las partes de la estructura protegida y la densi-dad de corriente siempre debe exceder el valor que, bajo las mismas condiciones, sería el índice

de corrosión medido. Si el índice de corrosión se incrementa, se debe incrementar la densidad de corriente impresa.31 Si bien el costo inicial del equipamiento puede ser más elevado para la CP

Figura 10. Circuito de protección catódica. Los métodos de protección catódica pueden utilizar corriente galvánica natural o emplear una fuente de corriente continua (CC) (corriente impresa) cuando el electrolito es resistivo. El elemento protegido —se muestra una línea de conducción— es el cátodo. El elemento de sacrificio, situado a cierta distancia del cátodo, actúa como ánodo. La fuente de CC puede estar constituida por baterías o paneles solares en las aplicaciones de líneas de conducción de áreas remotas.

Cátodo

Ánodo

Materialde relleno

Corriente CCgalvánica

Electrolito


miliamperios

44 Oilfield Review

con corriente impresa que para la protección de sacrificio, esta técnica puede resultar menos costosa en el largo plazo porque los ánodos de sacrificio no necesitan ser reemplazados. La CP con corriente impresa también posee la ventaja de proporcionar al operador información acerca de la extensión de la corrosión con el tiempo.

Los inhibidores de corrosiónOtra línea de defensa contra la corrosión es la de los inhibidores, de los cuales existe una diversi-dad de tipos y aplicaciones. El principal objetivo de los inhibidores es interrumpir el proceso elec-troquímico por el cual se forma la celda de corro-sión entre el metal y los líquidos presentes en y alrededor del equipo. Los inhibidores constituyen un método flexible y económicamente efectivo para combatir la corrosión y su aplicación puede ser alterada cuando cambian las condiciones. Si bien la adquisición y la entrega de inhibido-res implican un costo constante, los costos más bajos asociados con el empleo de menos aceros con bajo contenido de carbono resistente a la corrosión normalmente compensan la diferencia.

Los inhibidores corresponden a cuatro catego-rías principales: secuestradores, agentes reactivos, inhibidores en fase vapor y formadores de películas. Los secuestradores de oxígeno se utilizan con fre-cuencia en operaciones en las cuales el oxígeno se presenta como una amenaza corrosiva. Estos agentes no sólo reducen la corrosión oxidante, sino que además controlan el crecimiento de los microbios que requieren oxígeno para prosperar.

Algunos ejemplos de secuestradores utilizados en la industria del petróleo y el gas son el sulfito de sodio, el dióxido de azufre, el bisulfito de sodio, el metabisulfito de sodio y el bisulfito de amonio. El bisulfito de amonio y el bisulfito de sodio se utilizan normalmente en los sistemas de inyec-ción de agua de mar. Para acelerar las velocida-des de reacción, se puede incluir un catalizador en la sustancia química.

Los secuestradores de ácido sulfhídrico redu-cen el nivel de H2S presente en la corriente de flujo. Algunos ejemplos de secuestradores de H2S son las aminas, los aldehídos y los carboxilatos de cinc. Las formas más comunes de aminas son las tria-cinas obtenidas a partir de la monoetanolamina (MEA) y la monometilamina (MMA). En ciertas situaciones, los operadores pueden regenerar la MEA y la MMA para la reinyección y la reutilización.

La inhibición reactiva opera en el nivel del cátodo para la celda de corrosión. Los cationes del inhibidor reaccionan con los aniones catódicos formando películas insolubles, que se adhieren a la superficie de los metales y evitan que el O2 entre en contacto con el metal. Estas películas también evitan la evolución del H2, que es un subproducto de la celda de corrosión. Algunos ejemplos son las formas de carbonato de calcio, carbonato de mag-nesio y óxidos de hierro. Los inhibidores reactivos también actúan como tóxicos para el proceso de celdas de corrosión por medio de la interferencia con la formación de H2 y la reducción de las velo-cidades de reacción tanto en el cátodo como en el ánodo.

Los inhibidores en fase vapor se utilizan prin-cipalmente para combatir la corrosión con CO2. Estos inhibidores neutralizan el CO2 y bloquean la formación de ácido carbónico [H2CO3]. Son trans-portados a través de la fase vapor en las líneas de gas húmedo. Como protección contra la corrosión futura, también pueden ser utilizados durante las pruebas hidrostáticas de los componentes con agua, especialmente cuando deben ser alma-cenados después de la ejecución de pruebas de aptitud. Algunos ejemplos de estos tipos de inhi-bidores son la morfolina y la etilendiamina.

Formadores de películasLos formadores de películas son los inhibidores de corrosión más utilizados en la industria del petróleo y el gas. Su acción consiste en crear una capa continua entre el metal y los fluidos reac-tivos, lo que reduce el ataque de los elementos corrosivos (Figura 11). También pueden asociarse a la superficie del metal corroído, alterándolo y reduciendo el índice de corrosión. Si bien son efi-caces para reducir la corrosión por CO2 y H2S, los formadores de películas no tienen eficacia contra la corrosión por O2 y se encuentran disponibles en distintas formas: solubles en petróleo, solu-bles en agua y solubles en petróleo; dispersables en agua. Los inhibidores solubles en petróleo son utilizados para tratar los pozos productores de petróleo y gas. Los inhibidores solubles en agua se utilizan en corrientes de flujo con alto corte de agua, incluyendo las corrientes de flujo de los pozos de producción, las líneas de transmisión y los separadores. Los inhibidores solubles en petró-leo y dispersables en agua se utilizan en los pozos de petróleo y gas que además producen agua.

Los inhibidores formadores de películas adop-tan diversas formas químicas pero normalmente se componen de largas cadenas de carbono con nitrógeno, ésteres de fosfato o anhidritas. Los inhi-bidores pueden adherirse a la superficie del metal o ser adsorbidos por la misma, lo que impide que las sustancias corrosivas ataquen el metal. Los inhibi-dores formadores de películas más eficaces gene-ran un enlace molecular en la superficie del metal en un proceso de intercambio de cargas o trans-ferencia de cargas. Para una inhibición efectiva, la superficie del metal que está siendo protegido debe cubrirse completamente; la inyección de las concentraciones correctas de inhibidor es crucial. Después de interactuar con los elementos corrosi-vos, algunos inhibidores se eliminan gradualmente de la superficie del metal y deben ser reemplaza-dos continuamente con nuevo inhibidor.

En la industria petrolera, se utilizan con fre-cuencia inhibidores orgánicos porque forman capas de protección incluso en presencia de

Figura 11. Formadores de películas. Si bien varían en cuanto a la composición y el modo de protección, los formadores de películas generan barreras entre los elementos corrosivos (agua y petróleo, extremo superior ) y las superficies de los metales. Los inhibidores pueden ser adsorbidos en la superficie (cadenas alquílicas, centro) o formar un enlace fuerte a través del intercambio de las cargas con el metal (grupo de cabezas polares, extremo inferior ) . Cuando las moléculas del grupo de cabezas polares de los formadores de películas se asocian a la superficie del metal, una porción de la molécula penetra en el fluido. Esta cola usualmente soluble en aceite es hidrofóbica; es decir, repele el agua lejos de la superficie del metal.


Agua

Petróleo

Cadena alquílica

Grupo decabezaspolares

Superficie del metal

Agua

Petróleo

CH3

CnH2n

N+

Volumen 28, no.2 45

hidrocarburos. Las amidas y las imidazolinas son algunos ejemplos de inhibidores orgánicos forma-dores de películas que resultan efectivos a través de un amplio rango de condiciones, especialmente en ambientes de corrosión por gas dulce (CO2) y gas agrio (H2S). Pueden ser solubles en agua o en petróleo. Las aminas, que también son inhibido-res orgánicos, resultan efectivas para la corrosión dulce y ácida pero pueden exhibir toxicidad bioló-gica y, por consiguiente, no son tan amigables para con el medio ambiente como las amidas.

Los inhibidores con sales de amonio cuater-nario, o amina cuaternaria, son eficaces para com-batir la corrosión ácida.32 El elemento corrosivo formado por el gas agrio es sulfuro de hierro sobre la superficie del metal. Los cationes de amonio cua-ternario, también conocidos como quats en inglés, poseen carga positiva, y cuando son adsorbidos en la superficie del material a proteger, perturban la carga normal de la celda de corrosión. Sin embargo, al menos un estudio indicó que los inhibidores a base de amonio cuaternario en realidad pueden incrementar el índice de corrosión de la corro-sión dulce en presencia de salmuera.33 Las propie-dades biocidas de las sales de amonio cuaternario también pueden prevenir la corrosión MIC.

Muchos otros formadores de películas son utilizados en la industria del petróleo y el gas, incluyendo los ésteres de fosfato, los ésteres cua-ternizados (ester quats), los ácidos diméricos y triméricos, y los compuestos de alquil piridina cuaternaria. En la mayoría de las aplicaciones de formadores de películas se incluyen múltiples inhibidores; las pruebas de laboratorio se utilizan para establecer las concentraciones óptimas, las tolerancias a los fluidos, la estabilidad, la eficacia y la persistencia de la película. La selección de los inhibidores puede constituir un proceso com-plicado y habitualmente debe ser ajustado con el tiempo para satisfacer las demandas de las con-diciones cambiantes de los fluidos.

La selección de los inhibidoresLa evaluación de laboratorio es clave para desa-rrollar un programa efectivo en la selección de inhibidores para el control de la corrosión. Los téc-nicos comienzan el proceso utilizando muestras de fluidos que reproducen las condiciones de campo: son mejores los fluidos producidos reales si se encuentran disponibles. Cuando no pueden

obtenerse fluidos producidos se utilizan fluidos simulados y sintéticos. A partir de las pruebas de laboratorio, se pueden medir los índices de corrosión y formular predicciones para las ope-raciones en gran escala (Figura 12). Los métodos

para probar los inhibidores de corrosión incluyen las siguientes pruebas: la prueba de la rueda y la prueba de re-hervidores, también conoci-das como pruebas de resistencia a la polariza-ción lineal (LPR), la prueba en el electrodo del

32. Binks BP, Fletcher PDI, Hicks JT, Durnie WH y Horsup DI: “Comparison of the Effects of Air, Carbon Dioxide and Hydrogen Sulphide on Corrosion of a Low Carbon Steel under Water and Its Inhibition by a Quaternary Ammonium Salt,” artículo NACE 05307, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Corrosión de la NACE2005, Houston, 3 al 7 de abril de 2005.

33. Binks et al, referencia 32.


Utilizar el inhibidor decorrosión recomendado

Predecir el índice de corrosióna partir de los datos de campo

Desarrollar y ejecutarel programa de pruebas

Prueba en el electrododel cilindro rotatorio

Prueba de corriente lateral

Prueba de re-hervidores Prueba de autoclaves

Recomendar eimplementar el agregadode inhibidor de corrosión

Efectuar elensayo de campo

Analizar los resultadosdel ensayo de campo

Formular larecomendación final

Figura 12. Pruebas de inhibidores de corrosión en el laboratorio. Los operadores generalmente desarrollan planes de control de la corrosión y luego someten a pruebas los inhibidores utilizando las condiciones esperadas del campo. Este diagrama de flujo sigue la secuencia de una prueba. Los tres métodos de prueba más comunes son la prueba en el electrodo del cilindro rotatorio y las pruebas de re-hervidores y autoclaves (centro). Aún después de las pruebas de laboratorio, es preciso efectuar ensayos de campo para validar la efectividad del programa. En una prueba de corriente lateral (extremo inferior izquierdo) se adquieren muestras para el análisis. Si el método propuesto arroja resultados aceptables, se adopta. Sin embargo, el programa de inhibición de la corrosión debe ser reevaluado a lo largo de toda la vida productiva del pozo.

46 Oilfield Review

Soporte

Fuente de presión(bomba hidráulica)

Autoclave a alta temperatura

Contenedor deprobetas de metal

Figura 14. Prueba con re-hervidores. Para efectuar las pruebas con re-hervidores, o pruebas de resistencia a la polarización lineal, los técnicos utilizan un dispositivo de prueba (izquierda) y controlan la presión y la temperatura. Para su ejecución, sumergen los electrodos que se encuentran en el dispositivo en los fluidos esperados en el fondo del pozo y miden las propiedades eléctricas de los electrodos. Las pruebas se llevan a cabo controlando el voltaje y midiendo la corriente y, posteriormente, controlando la corriente y midiendo el voltaje. El electrolito puede agitarse utilizando la varilla agitadora. Se puede inyectar gas en el dispositivo de prueba, proceso que se conoce como burbujeo. A partir de la curva de resistencia a la polarización (derecha), se puede calcular el índice de corrosión.

Electrodo de acero

Mantocalefactor

Varillaagitadora

Termómetro

Burbujeo de gas

Corriente, mA

Volta

je, m

V

Índice de corrosiónVoltajeCorriente

cilindro rotatorio, las pruebas de autoclaves, de impacto de chorros, y los circuitos cerrados de pruebas de flujo (Figura 13). Las más comunes son las pruebas de la rueda y de re-hervidores.34

La prueba de la rueda mide la pérdida de metal producida durante un período especificado de exposición a los líquidos corrosivos. Los líqui-dos corrosivos incluyen los fluidos producidos, las salmueras y los aceites refinados. Los dispositivos de la prueba incluyen una rueda rotatoria colocada dentro de una caja sellada en donde se guarda el ejemplar, que usualmente consiste en tiras de metal o probetas en constante movimiento. La tem-peratura puede mantenerse a un valor constante o variarse para simular las condiciones de campo. Las muestras se someten a la prueba con y sin el inhibidor y se comparan los resultados.

La prueba de re-hervidores, o prueba LPR, mide los índices de corrosión electroquímicamente. Los electrodos metálicos se colocan en el reci-piente de pruebas, al que se le aplica calor mien-tras el fluido corrosivo se agita continuamente. Con la agitación se intenta reproducir las con-diciones de campo; la agitación suave es similar al flujo de dos fuentes diferentes y la agitación fuerte reproduce el flujo de fluido turbulento que ha dispersado los hidrocarburos. Para simular la presencia de gases, se pueden hacer burbujas con el CO2 y el H2S a través del líquido del recipiente en un proceso aludido como burbujeo.35

Para establecer un índice de corrosión de control, la prueba se lleva a cabo con los electro-dos expuestos a los fluidos en la fase acuosa sin un inhibidor y luego es seguida por una serie de pruebas con soluciones que contienen volúmenes cada vez más grandes de inhibidor. La polariza-ción lineal se ejecuta por medio del control del potencial de voltaje y la medición de la corriente y el posterior control de la corriente y medición del voltaje. Los datos se representan gráfica-mente y la curva de la línea es la resistencia a la polarización, que es inversamente proporcional al índice de corrosión (Figura 14). Esta técnica proporciona la evaluación del índice de corrosión a partir de mediciones externas, en tanto que otros métodos requieren que los técnicos evalúen y midan la corrosión físicamente.

La efectividad de los inhibidores depende de la velocidad de los fluidos. Para los fluidos que contienen pocas partículas sólidas o ninguna, las tasas de flujo altas pueden conducir a un tipo de corrosión acelerada por flujo. Si la corriente de flujo contiene partículas sólidas, la corrosión ace-lerada se denomina corrosión por erosión. Se han desarrollado diversos métodos para modelar la corrosión en condiciones de alto flujo y determinar la persistencia de las películas, especialmente en

Figura 13. Pruebas de corrosión con autoclaves. Para verificar la efectividad de los inhibidores de corrosión en las probetas metálicas, se utiliza un autoclave de alta temperatura (inserto). Para simular las condiciones de fondo de pozo se puede aplicar temperatura y presión hidrostática.

Volumen 28, no.2 47

34. Grupo de Tareas de la NACE T-1D-34 sobre Parámetros de Pruebas de Inhibidores de Corrosión de Laboratorio “Laboratory Test Methods for Evaluating Oilfield Corrosion Inhibitors,” Houston, NACE International, NACE Publication 1D196, diciembre de 1996.

35. Grupo de Tareas de la NACE T-1D-34 sobre Parámetros de Pruebas de Inhibidores de Corrosión de Laboratorio, referencia 34.

36. Efird KD: “Jet Impingement Testing for Flow Accelerated Corrosion,” artículo NACE 00052, presentado en la Conferencia y Exhibición Anual sobre Corrosión de la NACE 2000, Orlando, Florida, 26 al 31 de marzo de 2000.

37. Melot D, Paugam G y Roche M: “Disbondments of Pipeline Coatings and Their Effects on Corrosion Risks,” Journal of Protective Coatings and Linings 26, no. 9 (Septiembre de 2009): 67–76.

38. Roche M: “The Problematic of Disbonding of Coatings and Corrosion with Buried Pipelines Cathodically Protected,” presentado en la 10a Federación Europea de la Corrosión, Niza, Francia, 12 al 16 de septiembre de 2004.

donde existe flujo turbulento presente.36 Los méto-dos de pruebas incluyen las pruebas de impacto de chorros, los electrodos en cilindros rotatorios, y los circuitos cerrados de pruebas de flujo. Las pruebas de los inhibidores deben determinar lo siguiente:• la estabilidad térmica• la tendencia a la emulsificación• la tendencia a la formación de espuma

• la compatibilidad del metal• la compatibilidad del elastómero• la compatibilidad con otras sustancias quími-

cas utilizadas en la misma corrienteLos métodos de aplicación también deben

evaluarse. La inyección puede ser continua, por lotes o forzada. La velocidad de remoción de la película constituye una consideración clave a la hora de determinar el modo de aplicación optimo.

La corrosión en el campo petroleroUn ejemplo reciente de corrosión de líneas de conducción en Gabón ilustra la necesidad de efec-tuar pruebas exhaustivas y comprender el proceso de corrosión.37 Un oleoducto transporta petróleo desde el campo Rabi hasta el Cabo López, a lo largo de una distancia de aproximadamente 234 km [145 mi]. El oleoducto de 18 pulgadas comprende tres secciones: la sección 1 desde Rabi hasta Batanga, de 105 km [65 mi]; la sección 2 desde Batanga hasta Tchengué, de 100 km [62 mi], y la sección 3 desde Tchengué hasta Cabo López, de 29 km [18 mi] (Figura 15).

En el campo Rabi, la presión de entrada era de aproximadamente 40 bares [580 lpc] y la tem-peratura de flujo, de 60°C [140°F] en la entrada. Más allá de la entrada, la línea opera a aproxi-madamente 35°C [95°F]. El método de protección catódica con corriente impresa se utiliza para el oleoducto, que posee secciones con celdas sola-res para suministrar la corriente. El oleoducto se revistió con tres capas de polietileno; cada unión se limpió con escobillas y se envolvió con camisas ajustadas por contracción en caliente y un adhesivo de fusión en caliente superpuesto sobre el polieti-leno.38 La tubería se sepultó en una arena compac-tada húmeda con un pH de aproximadamente 5,4.

Los problemas comenzaron a aparecer en los primeros 15 km [9,3 mi] de la tubería. Las ins-pecciones de rutina determinaron la existencia de desprendimiento en donde las camisas se superponían sobre el revestimiento de polieti-leno en la sección del campo Rabi. El despren-dimiento permitió el ingreso de agua por debajo de la cubierta de protección, lo que invalidó la protección catódica y dejó que se desarrollara

Figura 15. Corrosión en una línea de conducción que se dirige desde el campo Rabi hasta el Cabo López. Un oleoducto de 18 pulgadas y tres secciones transportan petróleo desde el campo Rabi ubicado en Gabón hasta el Cabo López en la costa. A lo largo del oleoducto se sitúa una serie de estaciones de protección catódica. Dado que el petróleo recibido se encuentra a alta temperatura (alrededor de 60°C), la sección 1 del oleoducto (rojo y azul oscuro) está expuesta a una mayor temperatura que el resto del oleoducto. La temperatura elevada produjo el desprendimiento de la cubierta de protección externa del oleoducto. Los ingenieros llegaron a la conclusión de que la corrosión observada en la sección 1 era el resultado de una combinación del desprendimiento de la cubierta de protección y la protección catódica ineficaz. Si bien la seguridad del oleoducto no se vio comprometida, el operador implementó nuevos procedimientos para prevenir la recurrencia de la corrosión.

Cabo LópezEstación de protección catódica

TchéngueEstación de protección catódica

BatangaEstación de protección catódica

Campo Rabi Estación de protección catódica

Temperatura de entrada 60˚ C

Estaciones de protección catódica alimentadas por dos celdas solares

Sección 1

Sección 2Sección 3

GABÓNOCÉANO ATLÁNTICO

~ ~

48 Oilfield Review

la corrosión (Figura 16). El resto del oleoducto no experimentó el mismo nivel de corrosión, si bien se produjo un significativo desprendimiento en las camisas. La diferencia principal entre las secciones con niveles de corrosión diferentes fue que la temperatura en las secciones más corroí-das era más elevada. Las pruebas posteriores de las secciones 2 y 3 no encontraron evidencias de niveles similares de desprendimiento o corrosión.

Después de un examen minucioso, los inge-nieros recomendaron para las instalaciones futuras, la ejecución de operaciones de limpieza por chorro abrasivo antes de aplicar las camisas ajustadas por contracción en caliente en lugar de limpiar las conexiones con escobillas estándar. Otra solución posible era la aplicación de poliu-retano líquido o epoxi en las uniones. El revesti-miento desprendido puede haber impedido que la corriente catódica llegara y protegiera la super-ficie del acero expuesto. Si bien, basados en las normas ASME, los ingenieros descubrieron que la corrosión era el resultado del desprendimiento de los revestimientos, el grado de corrosión no se consideró mecánicamente peligroso. Además, lle-garon a la conclusión de que mientras los reves-timientos permanecieran adheridos al acero y la protección catódica estuviera correctamente apli-cada, monitoreada y mantenida, no existiría riesgo de corrosión para este oleoducto.

Inhibidores de corrosión en aguas profundasLos proyectos en áreas de aguas profundas pue-den presentar desafíos únicos para el control de la corrosión porque las terminaciones normalmente

se encuentran ubicadas en el fondo marino y las líneas de flujo deben dirigirse hacia la superficie o de regreso a la costa. Un campo de aguas profun-das ubicado en la porción sur del delta del río Níger demuestra la utilización de inhibidores para com-batir la corrosión inducida por CO2 (Figura 17).39

El trayecto de la producción de los pozos de aguas profundas atraviesa aguas frías, lo que puede someter a los fluidos originalmente calien-tes de la corriente de flujo a un enfriamiento rápido. Por el contrario, la inyección de inhibido-res a menudo se realiza a través de líneas umbi-licales largas que están sujetas a contrastes de temperatura entre los cabezales de pozos subma-rinos y de superficie. La inyección de inhibidores se complica aún más debido a las presiones de flujo normalmente altas asociadas con la produc-ción en áreas de aguas profundas.

Las temperaturas extremas, las presiones extremas y las líneas umbilicales largas se com-binan afectando la estabilidad, el desempeño y las propiedades de los inhibidores. Los inhibido-res deben ser sometidos a pruebas exhaustivas para asegurar que se conserven las propiedades de control de la corrosión, que los productos quí-micos inyectados se mantengan estables y que los inhibidores puedan ser enviados de manera confiable a la corriente de flujo a través de las líneas umbilicales.

Otro riesgo de la producción en áreas de aguas profundas es la formación de hidratos —sólidos de agua y gas similares al hielo que se forman por encima del punto normal de congelamiento del agua— que pueden taponar las líneas de flujo. A fin de asegurar que se conserven las propiedades de control de la corrosión, los inhibidores deben ser probados exhaustivamente para confirmar que los productos químicos inyectados se mantengan estables y que los inhibidores puedan ser entre-gados a la corriente de flujo de manera confiable a través de las líneas umbilicales.

Estas condiciones fueron experimentadas por un operador de una plataforma de producción de aguas profundas de Nigeria. La plataforma ope-raba para nueve pozos perforados en un tirante de agua de 1 030 m [3 380 pies]. El operador utilizó terminaciones submarinas que incluyeron cinco

Figura 16. Un ejemplo de la corrosión en una línea de conducción. Después del desprendimiento del recubrimiento de protección de una línea de conducción en Gabón, se produjo corrosión en forma de picaduras (inserto).

Figura 17. Operaciones submarinas en el delta del Níger y una embarcación flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO). La producción proveniente de los cabezales de pozos submarinos (amarillos) de un campo del delta del río Níger frente a la costa de Nigeria (inserto) es enviada a una embarcación FPSO. El petróleo es transferido a buques tanque y el gas natural se envía directamente al continente por gasoducto.

Embarcación FPSO

Líneas de flujo ylíneas umbilicales

Cabezalesde pozos

submarinos

Campo deldelta del Níger

NIGERIA

CAMERÚN

BURKINA FASO

COSTADE MARFIL GHANA

BENIN

GABÓNGolfo de Guinea

Volumen 28, no.2 49

colectores múltiples y ocho líneas de flujo de pro-ducción y tubos ascendentes. Las líneas de flujo se encontraban conectadas a una embarcación flo-tante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) con una capacidad de almacenamiento en sitio de 320 000 m3 [2 millones de bbl]. El petróleo producido fluía hacia la embarcación FPSO para ser transferido a los buques tanque y el gas produ-cido era enviado a la costa a través de gasoductos.

Las líneas de conducción utilizadas para transportar el petróleo y el gas estaban fabrica-das con acero al carbono. La presión de flujo de los pozos promediaba los 80 bares [1 160 lpc] y la tem-peratura promedio era de 85°C [185°F]. El corte de agua era del 45% y el gas natural contenía aproximadamente 1,4% de CO2. La combinación de agua producida (salmuera) con CO2 presen-taba un alto potencial de corrosión para el acero de bajo contenido de carbono. En gasoductos de gas húmedo como éstos, el agua producida tiende a condensarse en el tope de la tubería, dando lugar a lo que se denomina corrosión de tope de línea; la presencia tanto de agua como de CO2 ace-lera la corrosión.

Los ingenieros instalaron líneas umbilicales de 1 a 20 km [0,6 a 12,4 mi] para inyectar inhibi-dores de corrosión en las líneas de flujo de produc-ción de aguas profundas. A medida que avanzaba el proyecto, los ingenieros de M-I SWACO, una compañía de Schlumberger, reevaluaron el inhibidor inicial utilizado en el proyecto, que también protegía la tubería de superficie y las embarcaciones de almacenamiento, y lo consi-deraron insuficiente. Para satisfacer los desafíos de esta instalación, desarrollaron el inhibidor de corrosión de aguas profundas DS-1617.

Para habilitar este inhibidor, los ingenieros pro-baron los químicos de acuerdo con la norma API TR 17TR6, que requiere que se reproduzcan las temperaturas y las presiones experimentadas por el inhibidor durante el despliegue a través de las líneas umbilicales.40 La evaluación incluyó pruebas de estabilidad de tipo circuitos cerrados de pruebas de flujo a alta presión. Los ingenieros efectuaron pruebas adicionales para observar la resisten-cia a la formación de hidratos, el envejecimiento térmico y la compatibilidad con el agua de mar. Dado que al operador le preocupaba la tendencia a la formación de espuma en la unidad de regenera-ción de glicol, el inhibidor fue sometido a pruebas para determinar si existía esa tendencia.

Los técnicos de laboratorio efectuaron las pruebas de re-hervidores utilizando 20 ppm del inhibidor DS-1617, que es una dosificación relati-vamente baja; el índice de corrosión se redujo en un 99% (Figura 18). Además, efectuaron pruebas de autoclaves a alta temperatura en probetas de

acero al carbono. Las muestras fueron sometidas a fluidos de pruebas que contenían inhibidores de corrosión y a CO2 presurizado calentado hasta 120°C [248°F]. Los resultados indicaron una reducción del 98% en el índice de corrosión.41 La concentra-ción de 20 ppm produjo índices de corrosión de alrededor de 0,00016 pulgadas/año [0,004 mm/año]. Las unidades industriales estándar para el índice de corrosión son mili-pulgadas/año, o mpy por su abreviatura en inglés. Para esta prueba, el índice de corrosión fue equivalente a 0,16 mpy y los téc-nicos no observaron problemas de formación de espuma asociados con el inhibidor.

El operador adoptó el uso del inhibidor DS-1617 y monitoreó la corrosión en seis posiciones de la FPSO. En las líneas de flujo de aguas profundas, no se instaló mecanismo alguno de monitoreo de la

corrosión. El inhibidor DS-1617 fue inyectado con un régimen de 100 ppm, que es más bajo que el inhibidor inicial considerado insuficiente. El cri-terio para la protección contra la corrosión esta-blecido por el operador fue un índice inferior a 0,05 mpy [0,0013 mm/año]. Las pruebas efectua-das en las seis posiciones indicaron índices de corrosión inferiores al índice objetivo (Figura 19). Sobre la base de las pruebas, el operador imple-mentó el empleo del inhibidor DS-1617.

Figura 18. Prueba de corrosión del inhibidor DS-1617. Los técnicos efectuaron las pruebas de re-hervidores con fluidos representativos de las condiciones de campo para evaluar la efectividad del inhibidor DS-1617 (extremo superior). Y además efectuaron pruebas de autoclaves a alta temperatura (extremo inferior). El índice de corrosión se expresa como penetración en milésimas de pulgada/año (mpy).

Inhibidor Tasa de dosis, ppm

Índice de corrosión sin inhibidor, mpy

Índice de corrosión con inhibidor, mpy

Protección, %

Inhibidor DS-1617 10 173,01 4,18 97,58

Inhibidor DS-1617 20 156,43 0,98 99,37

Inhibidor Tasa de dosis, ppm Índice de corrosión, mpy Protección, %

Ninguno — 71,04 —

Inhibidor DS-1617 20 1,16 98,37

Figura 19. Monitoreo de la corrosión en una instalación de producción. El operador inyectó el inhibidor DS-1617 en las líneas de flujo de los pozos de producción utilizando las líneas umbilicales submarinas. El índice de corrosión de las líneas de flujo fue monitoreado en el separador de baja presión A (azul), el separador de baja presión B (rojo) y el tratador de petróleo a granel (verde) y en otras tres localizaciones más (no mostradas). El índice de corrosión cayó por debajo del nivel objetivo (negro) establecido por el operador. Los índices de corrosión se mantuvieron por debajo del valor umbral en todos los sitios de las pruebas a lo largo de todo el período de la prueba.

6,0Separador de baja presión A

Separador de baja presión B

Tratador de petróleo a granel

Índice de corrosión objetivo

0,5 1,000,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

1,5 2,0 2,5 3,0Tiempo, horas

Índi

ce d

e co

rrosi

ón, m

py

3,5 4,0 4,5 5,0 6,0

39. Jenkins A: “Corrosion Mitigation in a Deepwater Oilfield Case Study,” artículo IBP1194_15, presentado en la Conferencia y Exposición de Líneas de Conducción de Río, Río de Janeiro, 22 al 24 de septiembre de 2015.

40. API: “Attributes of Production Chemicals in Subsea Production Systems,” Washington, DC: API, Informe Técnico del API 17TR6, 2012.

41. Jenkins, referencia 39.

50 Oilfield Review

La protección catódica en el Mar del NorteLas plataformas de producción del Mar del Norte utilizan protección catódica como rutina. En una plataforma, el operador instaló 10 ánodos de sacrificio por debajo de la superficie del agua y los dejó en su lugar durante ocho años. Los ánodos, compuestos por cinc, plata y cloruro de plata, se colocaron a diversas profundidades y en dis-tintos lugares de la plataforma.42 El sistema fue diseñado para proteger la estructura durante un mínimo de 20 años. Los ingenieros monitorearon la corriente de salida de tres de los ánodos a lo largo del período. Los ánodos fueron removidos e inspeccionados al cabo de ocho años.

Después de recuperarlos, los ánodos de sacrifi-cio se limpiaron y se pesaron (Figura 20). Los técni-cos determinaron la existencia de cambios en las dimensiones físicas y midieron las propiedades eléctricas. Cuatro ánodos fueron analizados para el estudio. La reducción de los ánodos que habían

sido colocados en aguas más profundas fue mayor que la de los colocados en aguas más someras. Algunos de los ánodos estaban tan corroídos que la inspección visual resultaba dificultosa (Figura 21).

El diseño original de 20 años proyectó que en ocho años los ánodos deberían reducirse en un 40%; sin embargo, la pérdida de peso promedio de los ánodos fue de sólo 24%. Los ingenieros lle-garon a la conclusión de que el diseño original, aunque conservador, protegería la estructura durante al menos 20 años. Sobre la base de los resultados del estudio, se estableció un modelo para la ejecución de inspecciones periódicas.

Nuevos desarrollos en el control de la corrosiónEl control de la corrosión implicó durante milenios una batalla ardua y constante entre la naturaleza y los seres humanos. Desde que científicos tales como Sir Humphry Davy y Michael Faraday descu-

brieron algunos de los aspectos físicos subyacen-tes que explicaban la corrosión, se han adoptado y adaptado diversas metodologías. El conocimiento científico moderno y las nuevas tecnologías se están combinando para mejorar las herramien-tas disponibles para la lucha sin fin contra la corrosión.

Una de las áreas emergentes de la ciencia de materiales es la constituida por las nanopartículas y las nanoestructuras.43 Con un espesor de super-ficie oscilante entre 1 y 100 nm, estos materiales de revestimiento poseen propiedades únicas que los hacen casi impermeables a la corrosión. Las nanopartículas y las nanoestructuras pueden depositarse sobre la superficie de los metales como películas, en forma similar a las técnicas de formación de películas, pero debido a la mayor persistencia de las nanopartículas, su re-aplica-ción es innecesaria. Además, las superficies se vuelven súper lisas; es decir que exhiben bajos coeficientes de fricción, lo que reduce el desgaste e incrementa la durabilidad. Por otra parte, es menos probable que esas superficies experimen-ten la acumulación de incrustaciones biológicas.44

La batalla contra la corrosión nunca termi-nará; finalmente la entropía ganará la guerra. Sin embargo, los seres humanos continuarán buscando formas efectivas de luchar contra esta némesis. Los costos de ignorar el problema son demasiado elevados y las consecuencias de las fallas pueden ser potencialmente catastróficas. Al menos en el campo petrolero, los operadores están armados con conocimientos, ciencias y herramientas efectivas que les permiten mitigar o manejar acti-vamente los efectos de la corrosión. —DEA/TS

42. Roche M: “Offshore Cathodic Protection: The Lessons of Long-Term Experience,” artículo OMC-2005-020, presentado en la 7a Conferencia y Exhibición del Área Marina del Mediterráneo, Ravena, Italia, 16 al 18 de marzo de 2005.

43. El-Meligi AA: “Nanostructure of Materials and Corrosion Resistance,” en Aliofkhazraei M (ed): Developments in Corrosion Protection. Rijeka, Croacia: InTech (2014): 3–23.

44. Tesler AB, Kim P, Kolle S, Howell C, Ahanotu O y Aizenberg J: “Extremely Durable Biofouling-Resistant Surfaces Based on Electrodeposited Nanoporous Tungstite Films on Steel,” Nature Communications 6, no. 8649 (20 de octubre de 2015).

Figura 21. Protección catódica en una plataforma del Mar del Norte. Los ánodos fueron recuperados después de ocho años de servicio en una plataforma del Mar del Norte. Después de limpiar y pesar los ánodos, los técnicos pudieron determinar su efectividad en términos de protección de la estructura.

Figura 20. Corrosión de ánodos después de ocho años de servicio en el Mar del Norte.

Ánodo Tirante de agua, m Pérdida de peso, %

1 13 13

2 73 31

3 116 25

4 116 39

Volumen 28, no.2 51

Nausha Asrar es gerente de soporte de materiales y análisis de fallas en los Centros de Evaluación de Formaciones, Presión y Muestreo de Schlumberger en Houston, Sugar Land, Texas, EUA. Comenzó su carrera profesional en Schlumberger en el año 2005 como científico senior de materiales. Previamente trabajó para Shell Global Solutions en EUA, en el Centro de Tecnología de Saudi Basic Industries Corporation y en Saline Water Conversion Corporation, ambas en Arabia Saudita, y como ingeniero de corrosión principal en el Centro de Investigación y Desarrollo para el Hierro y el Acero para la Autoridad de Acero de India, Ltd. Especialista certificado en diseño y selección de materiales de la NACE, Nausha es miembro de la NACE, la ASM y la SPE y miembro vitalicio del Instituto Indio de Metales; es autor de más de 60 artículos técnicos y revisiones sobre la corrosión, los diagramas de fase, los materiales compuestos y los casos de fallas. Obtuvo una maestría en química de la Universidad Aligarh Muslim de Uttar Pradesh, en India, y un doctorado en ciencia de materiales e ingeniería de la Universidad Estatal de Moscú.

Øystein Birketveit es gerente técnico de tecnologías de producción para M-I SWACO, una compañía de Schlumberger, en Bergen, Noruega. En los últimos 18 años, se especializó en el campo de la corrosión. Antes de ingresar en M-I SWACO, Øystein trabajó para Statoil y para Det Norske Veritas. Posee una maestría en materiales y electroquímica de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología en Trondheim.

Joshua E. Jackson es Director Ejecutivo de G2MT LLC y cofundador de G2MT Laboratories, LLC en Houston. G2MT Labs es una compañía consultora y de análisis metalúrgicos que realiza caracterizaciones no destructivas de materiales para evaluar las propiedades mecánicas resultantes de los esfuerzos residuales y otros parámetros críticos, incluyendo los efectos de la corrosión. Sus áreas de interés científico son el análisis de la corrosión, los materiales para altas temperaturas, los efectos de la absorción de hidrógeno, las estadísticas y el análisis de fallas. Joshua es coautor de numerosos artículos relacionados con el campo de la ciencia de materiales que incluyen temas tales como las pruebas no destructivas, la metalurgia, las operaciones de soladura, la corrosión y el hidrógeno. Posee una licenciatura tanto en matemática como en física del Instituto de Tecnología de Massachusetts, en Cambridge, EUA, y una maestría y un doctorado en ingeniería metalúrgica e ingeniería de materiales de la Escuela de Minas de Colorado, en Golden, EUA.

Alyn Jenkins se desempeña como gerente global de la integridad de activos para Schlumberger Production Technologies y reside en Aberdeen. Dirige las líneas de productos para la integridad de los activos, que incluyen inhibidores de corrosión, biocidas, secuestradores de H2S y secuestradores de oxígeno, y está a cargo de los proyectos de investigación y desarrollo relacionados con la corrosión. Comenzó su carrera profesional en el año 1998 en Clariant Oil Services en Aberdeen y luego trabajó para Baker Hughes en Liverpool, Inglaterra. Alyn ingresó en M-I SWACO en el año 2005 como especialista en corrosión en Stavanger y luego se desempeñó como especialista

líder en gestión de integridad. Alyn posee una licenciatura y una maestría, ambas en química, de la Universidad de Gales en Bangor.

Bruce MacKay se desempeña como gerente de soporte al cliente para las operaciones de fracturamiento y cementación de Schlumberger en Norteamérica en Sugar Land, Texas. Trabajó en la resolución de problemas químicos para Schlumberger durante 10 años, abarcando todo el espectro de Investigación y Desarrollo, desde la investigación hasta el desarrollo de productos y la implementación de tecnologías. Es autor de 12 artículos de publicaciones científicas revisadas por pares y cinco artículos de la SPE y posee numerosas patentes de tecnologías químicas relacionadas con aplicaciones petroleras. Ha dictado conferencias sobre la importancia de la química en el desarrollo de los campos petroleros para una diversidad de públicos, incluyendo la Academia Nacional de Ciencias de EUA, la Sociedad Americana de Química y el Laboratorio de Propulsión a Chorro de la Administración Nacional de la Aeronáutica y el Espacio. Bruce fue becario de investigación posdoctoral del Consejo de Investigaciones en Ciencias Naturales e Ingeniería del Instituto de Tecnología de California, en Pasadena, EUA. Posee una licenciatura en química y un doctorado en química inorgánica de la Universidad de Columbia Británica en Vancouver, Canadá.

Denis Melot se desempeña como experto en materiales no metálicos en el departamento de tecnología de Total Upstream, en París. Con su base de estudios en la ciencia de los polímeros, su enfoque principal son los materiales no metálicos y la corrosión. Antes de comenzar a trabajar en Total en el año 2003, se desempeñó como investigador en el departamento de Investigación y Desarrollo de Elf Atochem, ahora Arkema, en Serquigny, Francia. Posteriormente, se desempeñó como gerente técnico de la compañía durante seis años, trabajando en productos de revestimiento de tuberías. Denis dirigió el grupo de trabajo ISO 12736 sobre sistemas de aisla-miento térmico en condiciones húmedas, fue miembro del grupo de trabajo de revestimientos para líneas de conducción ISO 21809, y cuenta con certificaciones de la Association pour la Certification et la Qualification en Peinture Anticorrosión y de la Faglig Råd for Opplæring og Sertifisering av Inspektører innen Overflatebehandling. Es titular de numerosas patentes en su campo y coautor de varios artículos sobre el tema de los revestimientos y la corrosión. Denis posee una licenciatura en ciencia de materiales de la École Universitaire D’Ingénieurs de Lille, en Francia, y obtuvo su doctorado en ciencias de polímeros de la Universidad de Lille.

Jan Scheie se desempeña como líder de proyectos y gerente de cuentas para Production Technologies (PT) en Schlumberger Norge A/S, en Stavanger, donde atiende a los clientes de Escandinavia. Además, se ha desempeñado como gerente de cuentas para tecnologías de producción, gerente de ventas internacionales y gerente de área para productos químicos de producción en Stavanger. Trabajó para M-I SWACO en el desarrollo del mercado para el

Hemisferio Este, como gerente técnico en Medio Oriente y la ex Unión Soviética (CIS), como gerente de ventas del Sur de Asia y como ingeniero principal para el desarrollo de una estrategia de ventas en Europa continental. Es socio de TEKNA, la Sociedad Noruega de Profesionales Técnicos y Científicos Graduados, la SPE y la Asociación Nacional de Ingenieros en Corrosión. Posee una maestría en inge-niería química de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología, en Trondheim, Noruega, y una maestría en administración de empresas de la Escuela Global de Gerencia Thunderbird, en Glendale, Arizona, EUA.

Marko Stipanicev es líder de disciplinas del sector de corrosión para Schlumberger Production Technologies en Bergen, Noruega. Tras graduarse de la Universidad de Zagreb, en Croacia, trabajó como consultor externo en proyectos relacionados con la industria petrolera en la Facultad de Ingeniería Química y Tecnología de Croacia. A partir del año 2010, trabajó como ingeniero de investigación para Det Norske Veritas en Bergen, investigando las fallas debidas a la corrosión y efectuando estudios de análisis de las causas raíces. Ingresó en M-I SWACO en 2013 como especialista en corrosión para trabajar en Bergen, y en 2015, fue designado líder de disciplinas del sector de corrosión. Marko está a cargo en Schlumberger de los productos relacionados con la corrosión, lo cual incluye inhibidores, biocidas, secuestradores y nutrientes. Es autor y coautor de numerosos artículos y publicaciones relacionados con la corrosión y su manejo. Posee una maestría en ingeniería química y tecnología de la Universidad de Zagreb y un doctorado en manejo de la biocorrosión y de los procesos ambientales de la Universidad de Toulouse, en Francia.

Jean Vittonato es jefe del departamento de corrosión de la División de Tecnología de E&P de Total en Pau, Francia. Está a cargo del equipo de corrosión de la oficina central y provee asistencia técnica para los proyectos y las subsidiarias operativas de todo el mundo. Comenzó a trabajar en el tema de la protección catódica en 1999 en COREXCO, una compañía técnica dedicada al tema de la protección catódica, en donde tuvo a su cargo el diseño de los sistemas de protección catódica tanto para áreas terrestres como marinas, y para la instalación, monitoreo y seguimiento del mantenimiento. En el año 2006, ingresó en Total como especialista en corrosión a cargo de las actividades de protección catódica. Proporcionó soporte para los proyectos tanto de Total E&P como de las subsidiarias operativas y tuvo a su cargo los proyectos de investigación relacionados con la protección catódica. Pasó tres años en la República del Congo como jefe del departamento de corrosión de Total, donde supervisó todos los proyectos relacionados con la corrosión. Jean es especialista certificado en protección catódica de la Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión y del Centro Francés de Protección Catódica y jefe del grupo de trabajo ISO TC 67 SC2 GW11 enfocado en la protección catódica de las líneas de conducción. Se graduó como ingeniero en el Instituto Politécnico Nacional de Grenoble, en Francia.

Colaboradores

La corrosión: La lucha más extensa

Documents

Transcript of La corrosión: La lucha más extensa