cap 19 corrosion

Corrosión

Corrosión 19.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

CAPÍTULO

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Cada año, la corrosión le cuestamillones de dólares al campopetrolífero. Una gran porción de estoscostos se debe al reemplazo de losmateriales de acero. Otros gastosincluyen el tiempo perdido en laperforación debido a reparaciones delos equipos, operaciones de pesca yviajes adicionales causados por fallasrelacionadas con la corrosión. Muchospozos tienen que ser perforados denuevo debido a fallas de la tubería deperforación y de la tubería derevestimiento causadas por la

corrosión.No se pueden eliminar todos los

problemas de corrosión causados porel fluido de perforación, pero lamayoría pueden ser controladosmediante diagnóstico y tratamientosapropiados. Este capítulo trata de losaspectos fundamentales del proceso decorrosión – agentes corrosivos, factoresde corrosión, inhibidores de corrosión,secuestradores de corrosión, y losmétodos de detección y medición delas diferentes formas de corrosión.

Introducción

Aspectos Fundamentales

EL PROCESO DE CORROSIÓN“La corrosión es el deterioro de unasubstancia (generalmente un metal) ode sus propiedades, causada por unareacción con su ambiente.” Ver“Corrosion Basics – An Introduction”,(Aspectos Fundamentales de laCorrosión – Introducción) NACEInternational.Aunque parezca que la corrosiónocurre sin distinción, en realidadcuatro componentes deben estarpresentes para que el proceso decorrosión pueda ocurrir. Los cuatrocomponentes necesarios para lacorrosión son: (1) un ánodo, (2) uncátodo, (3) un electrolito y (4) unmedio conductivo.Para entender mejor estos cuatrocomponentes, compárelos a unalinterna común. La pila seca de lalinterna utiliza la corrosión“galvánica” interna (corrosióncausada por la conexión demateriales conductivos que tienendiferentes potenciales eléctricos) paragenerar una energía eléctrica externa.La pila seca tiene una envoltura decinc (ánodo) que está aislada de uncentro de grafito o carbón (cátodo)por un electrólito corrosivo. Cuandola envoltura de cinc estáeléctricamente conectada al centro decarbón (grafito) a través de labombilla mediante un circuitoeléctrico externo, la corriente fluye,encendiendo la bombilla.

Componentes Equivalentesde la corrosión en la pilaÁnodo ....................... Polo negativoCátodo ....................... Polo positivoElectrolito ................. Medio salino

conductivoCircuito metálico ..... Circuito externo

Cuando se cierra el circuito, lacorriente fluye del cátodo al ánodo através del circuito de conexión y labombilla. Dentro de la pila, lacorriente fluye del ánodo al cátodo através del electrolito. En cualquiercelda de corrosión, la corrosión(pérdida de metal) siempre ocurre en elánodo y la corriente fluye desde elánodo a través del electrólito hacia elcátodo.

En la pila seca, el cinc constituye elánodo, el carbón el cátodo y elelectrólito se compone de cloruro deamonio y cloruro de cinc. Se mezclauna pequeña cantidad de dióxido demanganeso dentro de este electrólitopara despolarizar el cátodo (eliminar elhidrógeno), permitiendo que lacorriente siga fluyendo cuando se hacela conexión. El ánodo de cinc sedisuelve e ioniza en Zn2+, liberando doselectrones (2e-), lo cual causa el flujode corriente.1. Reacción en el ánodo:

Zn0 → Zn2+ + 2e– oxidación

2. Reacción en el cátodo:2 H+ + 2e– → H2 ↑ reducción

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La corrosión es el deteriorode unasustancia(generalmenteun metal) o de suspropiedades...

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Una reacción de oxidación similarocurre con el hierro (Fe):Reacción en el ánodo: Fe0 → Fe2+ + 2e–

Durante la corrosión de los metales,otras reacciones catódicas puedensuceder. Las siguientes deben serconsideradas:Reducción de oxígeno:

O2 + 4 H+ + 4e– → 2 H2O(soluciones ácidas)

Reducción de oxígeno:O2 + 2 H2O + 4e– → 4 OH –

(soluciones naturales y alcalinas)

Evolución de hidrógeno 2 H+ + 2e– → H2↑

Reducción de iones metálicos Fe+3 + e– → Fe+2

Deposición de metal Cu2+ + 2e– → Cu0

(cobre metálico)Para parar la corrosión en el ejemplo

de la pila, se debe parar el flujo decorriente. Una manera de parar lareacción es desconectando labombilla, pero también se puede pararla corrosión interrumpiendo lareacción anódica o la reaccióncatódica y aislando el electrólito o elcircuito metálico.

En las situaciones de fluidos deperforación y completación, los procesosde corrosión de tipo “húmedo”constituyen el mayor problema. Lacorrosión húmeda se caracteriza por dosreacciones que ocurrensimultáneamente, una en el ánodo y laotra en el cátodo. Estas reaccionesdependen totalmente la una de la otra.El proceso de corrosión puede sercontrolado interrumpiendo cualquierade estas reacciones.

Con la tubería de perforación, tuberíade revestimiento, tubería de producción,etc., la corrosión puede ocurrir de unamanera similar a la de una pila. Ánodosy cátodos existen en la misma secciónde tubería y están conectados a travésdel metal. Cuando se coloca la tuberíadentro de un medio conductivo (fluidode perforación), puede producirsecorrosión. La corrosión no puede sertotalmente parada en los fluidos baseagua de perforación, rehabilitación yempaque, pero puede ser reducida a unnivel aceptable. Para pararcompletamente la corrosión, el fluido deperforación debería ser totalmente no

conductivo o la tubería debería estartotalmente aislada por una película o unrevestimiento protector (inhibidor decorrosión). Estas opciones no sonprácticas en un ambiente hostil deperforación. La velocidad de corrosióntambién puede ser reducida cambiandola metalurgia a una aleación másresistente a la corrosión u otra que nosea tan propensa al tipo de corrosión enparticular que están occuriendo.

La reacción de corrosión en losfluidos de perforación se puedeentender analizando y visualizando lasdos reacciones que ocurren, tal comoestán ilustradas en la Figura 1. En elánodo, el hierro (Fe0) reacciona con elelectrólito (se disuelve), se ioniza enFe2+ y libera dos electrones (2e-):

Reacción anódica: Fe0 → Fe2+ + 2e–

(el hierro se disuelve)Fe2+ + 2(OH)– → Fe(OH)2(el hierro disuelto forma hidróxidode hierro)

Los electrones fluyen a través delmetal hacia el cátodo, donde seproducen dos reacciones, la primerade las cuales produce gas dehidrógeno:1ra reacción catódica:

2 H+ + 2e– → H2↑ (gas de hidrógeno)

La segunda reacción catódicainvolucra el oxígeno disuelto y seproduce fácilmente en los fluidos deperforación:2da reacción catódica:

O2 + 2 H2O + 4e– → 4 OH–

La evolución del hidrógeno y lareducción del oxígeno son lasreacciones catódicas más comunes. Aleliminar o reducir la velocidad(controlar) de cualquiera de estasreacciones, se reducirá la velocidad decorrosión.

O2 O2

Aire

Gota de salmuera

Bajo pH

Alto pH(OH)–

Fe++

Fe0

ÁnodoCátodo Cátodo

Aceroe e

Fe++

Fe(OH)2 Fe(OH)2

Alto pH(OH)–

Figura 1: Corrosión en la superficie de la tubería.

La corrosiónhúmeda secaracterizapor dosreaccionesque ocurren...

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Diferentes materiales tienendiferentes potenciales eléctricos. Suunión crea el potencial para el flujo dela corriente. Este potencial eléctrico ovoltaje existe entre el ánodo y elcátodo. En un líquido conductivo(electrólito), el circuito metálicocompleta el circuito eléctrico ypermite que la corriente vuelva a fluirhacia el ánodo.

El potencial eléctrico se refiere a laenergía potencial almacenada en elmetal. Durante la refinación de losminerales metálicos, la energía estáalmacenada en el metal. Esta energíaes liberada durante el proceso decorrosión. La corrosión de los metalesrefinados es un proceso natural en elque los metales reaccionan paraformar estados más estables de nivelenergía más bajo, hasta que vuelvanfinalmente a su estado natural original(mineral).

Por ejemplo, el hierro (Fe0) es másestable como mineral de hierro,representado por Fe2O3. Cuando serefina el mineral de hierro, serequieren enormes cantidades deenergía en forma de calor. Ahora elhierro refinado tiene almacenada laenergía potencial. La corrosión es laliberación de esta energía potencialcuando el metal (hierro/acero) intentavolver a su estado más estable deenergía más baja.

La cantidad de energía almacenadaen el metal se llama potencial delmetal. Diferentes metales requierendiferentes cantidades de energía pararefinarse, y por lo tanto tienendiferentes tendencias de corrosión.Cuanto mayor sea la cantidad deenergía requerida para refinar unmetal, mayor será su tendencia acorroerse. Por ejemplo, el hierro tienemucho más tendencia a corroerse queel oro. El oro se encuentra en lanaturaleza como material casi puro yes fácil de refinar, requiriendo muypoca energía.

Las diferencias de potencialestimulan las reacciones de corrosión.En la pila seca, el cinc es el ánodo y elgrafito/carbón es el cátodo. El cincrequiere más energía que el carbónpara ser refinado a partir de unmineral. Por lo tanto, el cinc tiene elmayor potencial, y por ese motivoconstituye el ánodo. Recuerde que “la

Acción Ocurre en el Ánodo”. El cátodono se corroe.

Mientras que es fácil determinar elánodo y el cátodo cuando la corrosióninvolucra a dos metales distintos, lacorrosión de la tubería de perforaciónocurre aunque se trate de un metalsupuestamente homogéneo. Lasdiferencias de potencial que existen enla tubería de perforación son mássutiles que las diferencias entre dosmetales distintos de alta y bajaenergía.

La tubería de perforación tieneciertas impurezas y tensiones quesirven como sitios donde los ánodospueden desarrollarse. Además,cualquier modificación de la superficiede la tubería, tal como las mellas,abolladuras (causadas por losmartillos) o muescas (causadas por lastenazas o las cuñas), puede crear áreassometidas a esfuerzos para las celdasde corrosión que hacen que estas áreassean más propensas al agrietamiento.Incluso las pequeñas diferencias en elelectrólito que está en contacto con latubería puede fomentar el desarrollode celdas.

TIPOS DE CORROSIÓNLa lista proporcionada a continuacióncontiene definiciones breves de lostipos más comunes de corrosión:

Corrosión general. Corrosión queestá uniformemente distribuida sobrela superficie del metal. Esto ocurrecuando las áreas localizadas, o celdas,se polarizan, formando ánodos ycátodos. Estas áreas son tan pequeñascomo la estructura granularindividual del acero. La pérdida demetal ocurre en el ánodo. Cuando losproductos secundarios de la corrosión(herrumbre) se depositan en lasuperficie del metal, el potencial delas celdas se invierte y los cátodos yánodos cambian de posición hastaque la deposición adicional cause otrainversión del potencial. Este tipo decorrosión se reporta generalmente enunidades de pérdida de peso como“libras por pie cuadrado por año”(lb/ft2/yr) o “milésimas de pulgada poraño” (mpy). En el campo se usan lasunidades lb/ft2/yr, mientras que lasevaluaciones realizadas en laboratoriousan mpy. La corrosión uniforme esgeneralmente la forma menos dañina

El potencialeléctrico serefiere a laenergíapotencial...

La cantidadde energíaalmacenadaen el metalse llamapotencial delmetal.


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de corrosión porque está distribuidasobre toda la superficie de la tubería.

Corrosión crateriforme. Corrosiónmuy localizada que se limita a un áreapequeña y adopta la forma de picaduraso cavidades. La corrosión crateriformeocurre cuando los ánodos y los cátodosno cambian; el área de la picadura esanódica. A medida que el ánodo secorroe, la picadura se hace másprofunda, resultando en agujeros ogrietas profundas. La corrosióncrateriforme suele ser observada en elárea de la tubería de perforación dañadapor las cuñas. Cuando se produce unataque de corrosión crateriforme, si lavelocidad de corrosión está expresada enlb/ft2/yr o mpy, esto podría inducir aerror porque la corrosión estáconcentrada en unos cuantos puntosque representan solamente una pequeñafracción de la superficie total de latubería.

Corrosión en hendiduras. Corrosiónlocalizada que resulta de la formaciónde una celda de concentración en unahendidura que se ha formado entreuna superficie metálica y una superficieno metálica o entre dos superficiesmetálicas.

Fisuración por Corrosión bajoTensión (SCC). Corrosión que resultaen la fisuración, causada por la accióncombinada de los esfuerzos de tensión yun ambiente corrosivo. Actuandoindividualmente, ni los esfuerzos detensión ni el ambiente corrosivocausarían la fisuración. La corrosión portensiones tiene consecuencias graves, yaque la rotura puede ocurrir a niveles detensión inferiores a las propiedadesfísicas del metal y a los límitesmecánicos de diseño de la tubería.

La fisuración por corrosión bajotensión no afecta a la mayor parte de lasuperficie de acero y puede dar laimpresión de que la corrosión esmínima. Muchas veces, la SCCcomienza en la base de una picadura,reduciendo la resistencia del metal eneste punto. La tensión subsiguientepropagará la grieta, exponiendo nuevometal al ambiente corrosivo. Estoresulta en mayor corrosión,debilitamiento, y finalmente rotura. Elproceso se produce tan rápidamenteque puede haber muy poca corrosióngeneralizada.

Un ejemplo común de la SCC es un

socavamiento en la zona del saliente(“upset”) de la tubería de perforacióndonde va disminuyendo de espesor(“fade-out”). (El “upset” es la porcióntransicional de la tubería de perforaciónentre el tubo y la junta de la tubería deperforación. Es ahí donde el espesor dela pared aumenta sobre las últimaspulgadas del tubo de la tubería deperforación, para proporcionar un áreaadicional (resistencia) para soldar lajunta al tubo. El “fade-out” es latransición donde el “upset” regresa alespesor normal del tubo). Durante laperforación, la columna de perforaciónsuele encorvarse al ser girada, causandoesfuerzos cíclicos de tensión ycompresión. Estas fuerzas de flexiónque actúan a través de las juntas estánconcentradas en el “fade-out” del“upset”. Los esfuerzos de tensión(estiramiento) causan grietastransversales que exponen más aceroreactivo a la corrosión por oxígeno. Lossecuestrantes de oxígeno e inhibidorespasivantes tales como CONQOR® 404pueden ayudar a controlar esteproblema, pero otros socavamientos depicaduras y grietas preexistentes puedenser esperados por varios días después deiniciar el tratamiento.

Fisuración por Acción del Sulfurode Hidrógeno bajo Tensión (SSC).Rotura por fragilidad de los aceros dealta resistencia al fisurarse bajo laacción combinada del esfuerzo detensión y de la corrosión en presenciade agua y sulfuro de hidrógeno. Estarotura es catastrófica y puede ocurrirsin advertencia.

Celda de concentración. Corrosióncausada por la exposición a diferentesconcentraciones iónicas, tambiénllamada corrosión por tapado o corrosióndebajo de un depósito. Esta corrosiónocurre debajo del lodo seco, de lasincrustaciones de la tubería o de loscauchos protectores de la tubería dondese forman “celdas de concentración”.La tubería de revestimiento puede sufrirun ataque de una celda deconcentración externa cuando estáexpuesta a diferentes formaciones muycercanas que tienen salinidadesconsiderablemente diferentes.

Durante la operación de perforación,si las incrustaciones minerales o lossólidos del lodo se adhieren a lasuperficie de la tubería, el metal que

...la roturapuede ocurrira niveles detensióninferiores...

La picaduraocurrecuando losánodos y loscátodos nocambian...

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está directamente debajo de estasincrustaciones puede corroerse. Estoproduce una celda de concentracióncuando se expone la tubería a unambiente diferente que el resto de lasuperficie metálica de la tubería.Cuando hay oxígeno disuelto en ellodo, el área ubicada debajo deldepósito “verá” una concentración deoxígeno más baja y comenzará apicarse. Una celda similar puedeformarse por debajo de los cauchosprotectores de la tubería de perforación.Al desplazar los cauchos, se desplazaráel sitio del ataque pero no se parará lareacción. Este tipo de ataque pordebajo de los cauchos protectores de latubería de perforación causa lacorrosión crateriforme que tiene laforma de una ranura alrededor de latubería de perforación. Estos tipos decorrosión no pueden ser controladosmediante tratamientos con inhibidoresde corrosión formadores de película abase de amina, pero pueden sercontrolados con secuestrantes deoxígeno y/o inhibidores pasivantestales como CONQOR 404.

Corrosión por erosión. La erosiónresulta del movimiento de un fluidocorrosivo sobre una superficiemetálica. Las velocidades altas o lapresencia de sólidos suspendidospuede causar la corrosión por erosión.La eliminación o erosión constante decualquier película pasiva sobre unmetal puede dejar desnuda a lasuperficie de ese metal y exponerlo ala corrosión.

Corrosión intergranular. Un tipode ataque superficial localizado quecausa la corrosión de una trayectoriaestrecha, de forma preferencial a lolargo de los contornos del grano de unmetal.

Fatiga por corrosión. Rotura de unmetal por fisuración cuando essometido a altos esfuerzos cíclicos. Ellímite de resistencia a la fatiga es unnivel de esfuerzo por debajo del cualno debería ocurrir ninguna rotura,incluso con un número infinito deciclos. La fatiga por corrosión secaracteriza por una vida útil muchomás corta que la que se podría esperarcomo resultado de los esfuerzosmecánicos o del ambiente químicocorrosivo. Típicamente, esta fatiga se

manifiesta mediante socavamientosen los componentes de la columna deperforación que sufren un altoesfuerzo de flexión.

Desaleación. Un tipo localizado decorrosión que supone la eliminaciónselectiva (i.e. corrosión) de uno de loselementos de la aleación. Estotambién se llama separación.

Corrosión galvánica. La corrosión decelda galvánica (bimetálica) se refiere ala corrosión que resulta de la unión dedos metales disimilares sumergidos enun medio conductivo. Una diferenciade potencial existe entre los metalesdisimilares. Cuando entran en contacto,esta diferencia de potencial causa unflujo de electrones de un metal hacia elotro, causando la corrosión. En este pargalvánico, cada metal reacciona demanera diferente que cuando se estácorroyendo libremente. El metalanódico se corroe más rápidamente y elmetal catódico casi no se corroe.

Como un par galvánico protege elmetal catódico, es posible proteger unmetal contra la corrosión, colocándoloen contacto con un metal disimilar quetiene una energía potencial más alta. Elmetal de potencial más alto(generalmente Mg, Al o Zn) constituyeel ánodo de sacrificio y el metalprotegido es el cátodo. Esta práctica sellama protección catódica.

La tendencia de cada metal acorroerse debe ser examinada paradeterminar el metal que se corroerá enun par galvánico. En general, el metalmenos resistente a la corrosión sevuelve anódico con respecto al metalmás resistente a la corrosión (catódico),el cual queda protegido.

Para ilustrar la relación galvánicaentre metales disimilares, consideremosel acero y el cobre. De acuerdo con laserie galvánica, el acero es anódicorespecto al cobre. Si grandes placas decobre son conectadas con remaches deacero y sumergidas en agua salada(electrólito), los remaches de acero secorroen y se rompen rápidamente. Sinembargo, si se invierten los metales,usando remaches de cobre y grandesplacas de acero, el tiempo de roturasería mucho más largo ya que laproporción entre el área del ánodo(acero) y el área del cátodo (cobre)determina la velocidad de corrosión.

La erosiónresulta delmovimientode un fluidocorrosivosobre unasuperficiemetálica.

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Serie Galvánica, Metales Comerciales y Aleaciones en Agua Salada

(EXTREMO GALVÁNICO O ACTIVO DE LA ESCALA)Magnesio y aleaciones de magnesioCincAluminio (1100)CadmioAluminio 2014Acero o hierroHierro fundidoAcero cromizado (activo) 13% CrCapa protectora de Ni (hierro fundido con alto contenido de Ni)Acero inoxidable 18-8 (activo)Acero inoxidable de Mo 18-8 (activo)Sueldas de plomo y estañoPlomoEstañoNíquel (activo)Inconel (activo) (80 Ni, 13 Cr, 7 Fe)Hastelloy B (60 Ni, 30 Mo, 6 Fe, 1 Mn)Chlorimet 2 (66 Ni, 32 Mo, 1 Fe)Latones (Cu-Zn)CobreBronces (Cu-Sn)Cuproniqueles (60-90 Cu, 4-10 Ni)Monel (70 Ni, 30 Cu)Soldadura de plataNíquel (pasivo)Inconel (pasivo)Acero cromizado (pasivo) (11-30 Cr)Acero inoxidable 18-8 (pasivo)Hastelloy C (62 Ni, 17 Cr, 15 Mo)Chlorimet 3 (62 Ni, 18 Cr, 18 Mo)PlataTitanioGrafitoOroPlatino

(EXTREMO CATÓDICO O INACTIVO-PASIVO DE LA ESCALA)


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Por lo tanto se prefiere usar un ánodogrande y un cátodo pequeño pararetardar la corrosión.

Cavitación. Éste es un tipo decorrosión principalmente mecánico quepuede ser acelerado por el oxígeno y queocurre bajo condiciones de altaturbulencia y velocidad. La cavitación seproduce cuando pequeñas burbujas seforman en una superficie y colapsan

muy rápidamente. Esta acción puede serdestructiva para las superficies expuestas.

En las operaciones de perforación, estetipo de ataque puede ser encontrado enlos extremos exteriores de las “aletas” delos rotores de las bombas centrífugas. Lacavitación causa generalmente mayoresproblemas cuando la succión de labomba está restringida.

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Metalurgia

Los metales son cristalinos,compuestos de una microestructura degranos y contornos del grano. Paraformar un metal purificado o unaaleación, el metal líquido fundidodebe ser enfriado hasta hacerse sólido.Este cambio de fase líquida a sólida essimilar al proceso de congelación delagua en hielo. Cuando el agua seenfría a menos de 32ºF (0ºC), seforman cristales de hielo. A medidaque la temperatura sigue bajando, loscristales crecen, expandiéndose unosdentro de otros y eliminando todo ellíquido. Los metales se solidifican deuna manera similar. Los cristalessólidos de metal (granos) se forman ycrecen hasta que hagan contacto conlos granos adyacentes. Esta área decontacto entre los granos se llamacontorno del grano. La metalurgia de losgranos es diferente de la metalurgia delos contornos del grano y la corrosiónafectará a cada una de maneradiferente.

La microestructura y las propiedadesfinales del acero son determinadas porlos componentes de la aleación, latemperatura y la velocidad y elprocedimiento de enfriamiento. Lasvariaciones de la microestructuradeterminan las propiedades del acero.Los metales se diferencian de otrossólidos cristalinos en que son dúctiles,permitiendo la deformación plásticasin fracturación o deformaciónpermanente. El punto en que unmetal se deforma de manera

permanente y no vuelve a susdimensiones originales se llama límiteelástico. La ductilidad en un metal selogra cuando los granos del metalpueden deslizarse con facilidad sobrelos contornos del grano adyacentes(deformación) sin romperse.Modificando la microestructura, lasposibilidades de fabricación que sepueden obtener son ilimitadas. Sepuede obtener metales duros oblandos, dúctiles o frágiles, según lamezcla de aleación, el método y lavelocidad de enfriamiento, y variostratamientos posteriores a lasolidificación.

Como la configuración más establede un metal es su estructura reticulardel cristal (forma), los contornos delgrano representan áreas de alta energíacon respecto a los granos, porque noestán alineadas según la orientacióndel cristal. Por lo tanto, los contornosdel grano suelen ser anódicos conrespecto a los granos y son atacadosmás fácilmente al ser expuestos a unambiente corrosivo. La resistencia a latensión y la dureza son factores en loque se refiere a la corrosividad de losmateriales tubulares del campopetrolífero. La tubería de altaresistencia es más dura, menos dúctily más propensa a la ruptura porabsorción de hidrógeno, fisuración porcorrosión bajo tensión y/o fisuraciónpor acción del sulfuro de hidrógenobajo tensión.

Factores de Corrosión

pH. La corrosión es acelerada en losambientes ácidos (pH<7) y retardada encondiciones alcalinas (pH>7) (ver laFigura 2). A medida que el pH (pH = -log[H+]) aumenta, la concentración deH+ disminuye, lo cual puede reducir lavelocidad de corrosión. En cambio,cuando el pH disminuye, laconcentración de iones H+ aumenta, locual puede intensificar la reaccióncatódica y aumentar la velocidad decorrosión (los ácidos tienden a disolverlos metales más rápidamente).

Los aceros de alta resistencia sonpropensos a la ruptura por absorción dehidrógeno y a la rotura catastrófica enlos ambientes ácidos. No hace falta quesulfuros estén presentes para que estoocurra.

Normalmente, un pH de 9,5 a 10,5 esadecuado para reducir la mayoría de loscasos de corrosión. En algunos casos, unpH tan alto como 12 puede sernecesario. Altos valores de pH (>10,5)neutralizan los gases ácidos y reducen lasolubilidad de los productos de lacorrosión.

La corrosiónes aceleradaen losambientesácidos...

Figura 2: Efecto del pH sobre la corrosión.

Componentes de aluminio. Un pHalto es perjudicial para las aleaciones dealuminio que pueden sufrir unacorrosión extrema en los ambientesalcalinos. La tubería de perforación dealuminio nunca debe ser expuesta a unpH más alto que el valor recomendadopor el fabricante. Si no se conoce elrango de pH máximo, el pH debe sermantenido por debajo de 9. Nunca usarsistemas de lodo de alto pH, tal como ellodo de cal o silicato, con tuberías dealuminio. Si la tubería de aluminiocomienza a volverse negra, eso se debeprobablemente a que el ataque alcalinoestá exponiendo el silicato en laaleación de aluminio; reducir el pH a 8.El aluminio no debe ser usado enambientes que contienen H2S.

Sales disueltas. Las sales disueltas enagua afectan las velocidades decorrosión, aumentando laconductividad del agua y laposibilidad de velocidades decorrosión altas. Esto contribuye a quelas salmueras y los fluidos decompletación del campo petrolíferosean corrosivos.

Figura 3: Efecto de la salinidad sobre la velocidad decorrosión.

Aunque no sea ampliamenteconocido, los fluidos que contienen3% en peso de sal de cloruro puedenser más corrosivos que los fluidos desalinidad más alta (ver la Figura 3).Cuando la concentración de salaumenta, la cantidad de oxígenodisuelto disminuye (ver la Figura 4).Las velocidades de corrosión son másaltas a aproximadamente 3% de NaClo KCl que al punto de saturación. Lossistemas de agua salada o inhibidos depotasio (KCl) suelen tenerconcentraciones de sal cerca de estenivel y deben ser protegidos contra lacorrosión.

La solubilidad del oxígeno en lodosmuy salados es muy baja. Sinembargo, la solubilidad teórica deloxígeno no limita la corrosión enmuchos lodos salados. Los lodos queforman espumas o que se airean, i.e.que retienen burbujas de aire, talcomo los lodos salados no dispersos,pueden tener un contenido deoxígeno muchas veces más alto que ellímite de solubilidad.

Presión. La presión afecta la corrosiónaumentando la solubilidad del oxígeno


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8

7

6

5

4

3

20 50 100 150 200 250

NaCl (mg/l x 1,000)

Oxí

gen

o (p

pm)

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0

500 psi400 psi300 psi200 psi100 psi

100 150 200 250 300 350 400 450 500Temperatura (ºF)

Oxí

gen

o (p

pm x

1.0

00)

La presiónafecta lacorrosiónaumentandolasolubilidad...

Figura 4: Efecto de la salinidad sobre la solubilidad deloxígeno.

Figura 5: Efecto de la presión (y temperatura) sobre lasolubilidad del oxígeno.

600

400

200

0

Velo

cida

d de

cor

rosi

ón (m

py)

0 2 4 6Tiempo (horas)

2

1

0

Velo

cida

d de

cor

rosi

ón re

lativ

a

0 3 5 10 15 20 25 30NaCl (% peso)

pH8 10 12

3% pesoNaCl

KCl

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y otros gases corrosivos (ver la Figura 5).A 100ºF y 100 psi, la solubilidad deloxígeno en agua dulce es deaproximadamente 230 ppm (partes pormillón). Sin embargo, a 100ºF y 500 psi,la solubilidad del oxígeno aumenta a1.270 ppm. Se puede suponer sin temora equivocarse que cualquier oxígenoretenido o entrampado en los sistemasde lodo base agua se disolverátotalmente a las presiones decirculación.

Temperatura. La temperatura tieneun doble efecto sobre la corrosión. Lacorrosión aumenta generalmente con latemperatura. La velocidad de la mayoríade las reacciones químicas aumenta conla temperatura, y la corrosión essimplemente una reacción química.

La solubilidad del oxígeno disminuyerápidamente cuando la temperaturaaumenta, a la presión atmosférica. Enagua dulce, el oxígeno tiene unasolubilidad de 14,6 ppm a 32ºF y a lapresión atmosférica. Esta solubilidaddisminuye en 44%, hastaaproximadamente 8 ppm, cuando la

temperatura aumenta solamente hasta85ºF, y se considera que es nula al puntode ebullición. Como lo muestra laFigura 6, la solubilidad del oxígeno esrelativamente baja a temperaturasmoderadas.

Aunque las temperaturas altaspuedan limitar la solubilidad deloxígeno del aire que hace contactodirecto con el sistema superficial, notienen casi ningún efecto sobre lacantidad de aire retenida oentrampada en el lodo que se hacecircular dentro del pozo.

La Figura 7 muestra el efecto delaumento de la temperatura sobresalmueras de KCl y NaCl al 3% muycorrosivas. La Figura 8 indica que bajocondiciones presurizadas dinámicas,el aumento de la temperaturaaumenta la corrosión, que el aumentode la salinidad desde 3% hasta elpunto de saturación disminuye lacorrosión, y que la eliminación deloxígeno disuelto con un secuestrantede oxígeno reduce aún más lacorrosión.

20

15

10

5

032 50 70 90 110 130 150 170190 210230 250

Temperatura (ºF)

Oxí

gen

o (p

pm) 10 presión (psig)

60

2028

La corrosiónaumentageneralmentecon latemperatura.

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Figura 6: Efecto de la temperatura (y presión) sobre lasolubilidad del oxígeno (según Miron).

800

600

400

200

00 2 4 6

Tiempo (horas)

3% pesoNaClKCl

80°F

150°F

200°F

250°F

Vel

ocid

ad d

e co

rros

ión

(m

py

Figura 7: Efecto de la temperatura sobre la velocidad decorrosión para salmueras al 3%.

400

0Tiempo (horas)

80°F

200°F

Salsaturada

Secuestrantee inhibidor

de O2

Vel

ocid

ad d

e co

rros

ión

(m

py)

Figura 8: Respuesta de la corrosión dinámica a latemperatura, al aumento de la salinidad y a la

eliminación del oxígeno.

12 vacío (pulg. Hg)


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Incrustaciones. Las incrustacionesminerales resultan de la precipitacióny deposición de compuestosinsolubles, generalmente compuestosde calcio, magnesio o bario (CaCO3,CaSO4, etc.). Los iones de metalessolubles tales como Ca2+ Y CO3

2– -pueden combinarse para precipitarse enlos materiales tubulares de fondo,formando incrustaciones de CaCO3.Cuando las incrustaciones se forman enla tubería de perforación, el áreaprotegida o aislada por debajo de laincrustación es vulnerable a la corrosióncrateriforme o puede sufrir unacorrosión del tipo “celda deconcentración”.

La incrustación que viene de lafábrica es una capa de óxidos dehierro formada durante el proceso defabricación en la fábrica. Se trata deun material eléctricamente conductivoy frágil. Cuando se dobla o flexiona latubería nueva, la incrustación queviene de la fábrica se agrieta. Lacorrosión por oxígeno estaráconcentrada y formará picaduras en labase de estas grietas. La tubería deperforación nueva no debería usarseen ambientes corrosivos sin tomarmedidas especiales y prever unaprotección adecuada contra lacorrosión. La incrustación que vienede la fábrica se desgastará rápidamentepor el manejo y el contacto con elpozo.

Gases disueltos. El oxígeno, eldióxido de carbono (gas carbónico) yel sulfuro de hidrógeno constituyengeneralmente la causa química de lacorrosión en los fluidos deperforación. Éstos se pueden calificarde agentes corrosivos. La corrosión esrara en los fluidos de perforación, amenos que uno o varios de estos gasesesté presente en la solución.

Oxígeno disuelto (O2). Estoconstituye la causa principal de lacorrosión en fluidos de perforación baseagua. El oxígeno entra continuamenteen el sistema de lodo a través de lazaranda, la tolva mezcladora, losagitadores de los tanques, los empaquesde las bombas centrífugas que tienenfugas y los hidrociclones; además,siempre está presente en el agua depreparación. Los fluidos base agua

tienden a tener un alto contenido deoxígeno disuelto en las condiciones delsistema de superficie.

Incluso las trazas de oxígeno puedencausar picaduras y altas velocidades decorrosión. Cuanto más fría sea latemperatura del lodo de superficie, másalto será el contenido de oxígenodisuelto. Debido al entrampamiento delaire, el contenido total de oxígeno enun sistema de lodo puede exceder lasolubilidad anticipada del oxígenobasada en la temperatura, la presión y lasalinidad. El aire entrampado sedisolverá rápidamente bajo presión (verla Figura 5). Durante la circulación deeste fluido hacia el fondo del pozo, lasvelocidades de corrosión puedenaumentar considerablemente,resultando en un ataque de corrosióncrateriforme.

Reacciones que pueden producirsecon el hierro en presencia de oxígeno:Ánodo: Fe0 → Fe2+ + 2e-

Fe2+ + 2OH– → Fe(OH)2

Cátodo: 2H+ + 2e– → H21⁄2O2 + H2 → H2O

Una reacción que suele producirse enel cátodo es que los iones hidrógenoadquieran electrones y formenhidrógeno atómico. Si no se elimina,este hidrógeno “cubrirá” o polarizará elcátodo y aminorará o parará el procesode corrosión. Cuando está disponible, eloxígeno reacciona con el hidrógenopara eliminarlo del cátodo odespolarizar el cátodo. El oxígenointensifica la reacción catódica, la cual,a su vez, aumenta la reacción anódica(velocidad de corrosión). La corrosiónpor oxígeno suele causar picaduras, yestá caracterizada por éstas. El oxígeno,un despolarizador catódico, tambiénaumenta la severidad de la corrosióncausada por otros gases disueltos, comoH2S y CO2.

Varios sistemas de lodo contienenniveles considerablemente diferentes deoxígeno disuelto, y algunos aditivosreaccionan con este oxígeno,reduciendo su concentración. Porejemplo, los ácidos orgánicos como ellignosulfonato, el tanino y el lignito,reaccionan rápidamente con el oxígenodisuelto y entrampado para reducirlo.

Incluso lastrazas deoxígenopuedencausarpicaduras...

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Corrosión


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Estos productos químicos sonexcelentes secuestrantes de oxígeno,aunque ésta no sea su funciónprincipal.

Los sistemas desfloculados (con bajosesfuerzos de gel) permiten que el aireentrampado (oxígeno) se escape másfácilmente que los sistemas de lodo nodispersos.

Los sistemas de polímeros (como lossistemas no dispersos de bajo contenidode sólidos y POLY-PLUS®), los sistemas deagua salada y los sistemas saturados desal tienden a entrampar más aire,aumentando la cantidad de oxígenodisuelto. Muchos lodos de polímerostambién contienen bajasconcentraciones de sales (por ej.: KCl)para la estabilidad del pozo. Como semencionó anteriormente, este bajonivel de sal acelerará las velocidades decorrosión, pudiendo resultar en unataque grave. En estos sistemas, sepuede usar Conqor 404 para inhibir lacorrosión y minimizar el efecto deloxígeno disuelto y de las salescorrosivas.

Dióxido de carbono (CO2). Eldióxido de carbono se disuelve enagua para formar ácido carbónico(H2CO3), reduciendo el pH. Por estemotivo, se considera generalmentecomo un “gas ácido”. El dióxido decarbono causará la corrosión (comootros ácidos) por desprendimiento dehidrógeno.

A diferencia del oxígeno, el dióxidode carbono/ácido carbónico ataca elhierro directamente, formandocarbonato de hierro en el ánodo de lacelda de corrosión. El hidrógenopolarizará el cátodo en este proceso.Si hay oxígeno presente, éstedespolarizará el cátodo. Cuando elácido carbónico está reaccionandocon el hierro en el ánodo y el oxígenoestá despolarizando el cátodo, elataque combinado de los dos gasesserá mayor que la suma de los dañoscausados por cada gasindividualmente.

El tratamiento principal para lacorrosión por dióxido de carbonoconsiste en aumentar el pH a más de6 y/o precipitar el CO3

2- con unafuente de calcio (como la cal o elyeso). Cuando se aumenta el pH a

más de 6, el ácido carbónico (H2CO3)se transformará en bicarbonato(HCO3-) al pH medio y en carbonato(CO3

2-) al pH alto.El ataque de dióxido de carbono

(gas ácido) resulta generalmente en laformación de picaduras y ranuras quetienen un aspecto “agusanado”.NACE Corrosion Vol. 22, página 244,1966, documentó la fisuracióncausada por CO2 en un ambiente “sinH2S”. El acero que fue sometido aprueba tenía una calidad N-80 conuna Dureza Rockwell (HRc) de 33 a34. Cuando sea necesario, pequeñostratamientos de cal deberían serusados para neutralizar el ácidocarbónico, aumentando el pH yprecipitando el carbonato de calcio(CaCO3). Las posibilidades deincrustación aumentan cuando se usauna fuente de calcio para eliminar elCO2 neutralizado, especialmente a unpH más alto. Se debería usar uninhibidor de incrustación como el SI-1000™ para limitar la deposición deincrustaciones durante el tratamientode la contaminación de dióxido decarbono con compuestos de calcio.

Se recomienda monitorear laconcentración de CO2 y ionesrelacionados con el Tren de Gas deGarrett (GGT). Durante el análisis delos cupones de corrosión, éstosentrarán en efervescencia al seracidificados, si hay incrustaciones decarbonato de calcio.

Sulfuro de hidrógeno (H2S). Éste esun gas venenoso que tiene unatoxicidad más o menos igual alcianuro de hidrógeno. Se trata de ungas extremadamente peligroso de olorfétido característico a huevos podridosque atenúa rápidamente el olfato.OBSERVACIÓN: El H2S debe sermanejado inmediatamente, tomando lasprecauciones más rigurosas en lo que serefiere a la protección personal y a lostratamientos apropiados. Ver la seccióntitulada Peligros y Características delH2S en la página 19.25.

El H2S es un gas ácido reactivo ycorrosivo que puede causar dañosgraves a los equipos. El gas puedeentrar en un sistema de lodo de por lomenos cuatro maneras:1. Durante la perforación de

El dióxido decarbono sedisuelve enagua paraformar ácidocarbónico...

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formaciones que contienen H2S.2. Cuando está presente en el agua o los

líquidos de preparación.3. Mediante la reducción bacteriana de

los sulfatos en sulfuros en los lodosbase agua.

4. Mediante la degradación térmica delos aditivos del lodo.El gas se disuelve en la fase acuosa

para formar ácido hidrosulfúrico. Esteácido es menos corrosivo que el ácidocarbónico pero es muy destructivo ypuede causar la fisuración por accióndel sulfuro de hidrógeno bajo tensiónde los aceros vulnerables.

La reacción química simplificada de lacorrosión por H2S se puede escribir de lasiguiente manera:

H2OFe0 + H2S → FeXSY + 2H0 (hidrógenoatómico)

El sulfuro de hierro formado poresta reacción se adhiere fuertemente alas superficies de acero en forma deincrustación negra. Picaduras tambiénpueden formarse por debajo de laincrustación y reducir la vida útil dela tubería de perforación, formando labase para la fisuración inicial y larotura por fatiga.

Los iones hidrógeno producidos porla reacción anterior pueden causar larotura por fragilidad del metalresultante de la fisuración bajotensión o de la ruptura por absorciónde hidrógeno. El sulfuro de hidrógenoes un catalizador o acelerador para elataque del oxígeno sobre el acero. Losiones hidrógeno (protones) liberadosdel H2S o HS- en el proceso decorrosión por sulfuro son tanpequeños que pueden ser fácilmenteabsorbidos por el acero. Estos ionespueden adquirir un electrón y formarhidrógeno atómico o reaccionar concarburos en el acero para formaracetileno. Cualquiera de estos gasesquedará entrampado en los vacíos alo largo de los contornos del grano.La presión aumenta a medida que elgas se acumula. Cuando esta presióny la carga sobre la tubería exceden laresistencia a la tensión de la tubería,ésta se rompe. Para los aceros de altaresistencia como las tuberías P-100,las concentraciones tan bajas como 1

ppm de H2S a un pH bajo causarán lafisuración después de cierto tiempo.

La resistencia del acero a la roturapor fragilidad causada por el sulfurode hidrógeno está relacionada con ladureza o el límite de tracción delacero. Los aceros de alta resistenciason generalmente más frágiles que losaceros de baja resistencia, encondiciones normales. La ruptura porabsorción de hidrógeno no sueleocurrir que los aceros que tienen unadureza Rockwell inferior a 22, o unlímite de tracción inferior a 90.000psi. Los aceros de alta resistencia quetienen valores de dureza y cedenciamayores que estos niveles no deberíanser usados para el servicio en sulfurode hidrógeno. Se recomienda usar eldocumento MR-01-75 (últimaedición) de NACE International comoguía principal para seleccionar lametalurgia a usar en cualquierservicio en H2S o en medios agrios.

La tubería de perforación de calidadE suele ser considerada segura para elservicio en sulfuro, pero elendurecimiento por trabajo hará quesea más vulnerable a la fisuración poracción del sulfuro de hidrógeno bajotensión (SSC). La tubería que ha sidosometida a esfuerzos cerca de sulímite elástico (causando sualargamiento permanente porestiramiento) no debería ser usada encondiciones donde se sabe que haysulfuro de hidrógeno.

Cuando las temperaturas sonmayores que aproximadamente 135ºF(57ºC), se ha determinado que larotura por fragilidad disminuye, ypuede ser posible usar calidadesligeramente más altas de tubería derevestimiento a esas temperaturas másaltas.

Los datos de solubilidad indican quela solubilidad del H2S esaproximadamente 0,1 molal o 0,2N(3.400 ppm) a la temperatura ypresión ambiente. Cuando se analizanlos fluidos de perforación o las aguasde tratamiento, valores ligeramentemás altos pueden ser obtenidos, yaque el sulfuro de hidrógeno reaccionacon la soda cáustica en los fluidos deperforación para formar salesalcalinas, bisulfuro de sodio, sulfuro

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Corrosión


CAPÍTULO

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de sodio y agua, de acuerdo con lassiguientes ecuaciones:

H2S + NaOH → NaHS + H2ONaHS + NaOH → Na2S + H2O

El sulfuro de hidrógeno (H2S) seneutraliza formando bisulfuro (HS-) conun pH más alto, y finalmente sulfuro(S2-). Cuando el pH aumenta, elporcentaje de sulfuros totales en formade sulfuro de hidrógeno disminuyehasta un nivel muy bajo, como lodemuestran la Tabla 1 y la Figura 9.Es sumamente importante que semantenga un pH alto para limitar losefectos de los problemas de H2Scausados en los fluidos de perforación,porque la reacción de neutralización esreversible. Cuando se trata el H2S consoda cáustica, cal o potasa cáusticapara aumentar el pH, una parte del gasácido solubilizado se convierte ensulfuros solubles. Si no se mantiene el

pH mediante tratamientos continuos,o si se encuentra algún influjo de gasácido (ya sea más H2S o algo de CO2),el pH disminuirá. Cuando el pHdisminuye, los sulfuros solubles seconvierten de nuevo en H2S.

La química del sulfuro de hidrógenoes bastante compleja. Los sulfurosreaccionan para formar compuestosque no guardan ninguna relación conlas relaciones estequiométricas y lasreacciones químicas simples descritasanteriormente. El factor másimportante que se debe tomar encuenta es que el H2S, al entrar en unlodo alcalino, reacciona para formarun sulfuro alcalino, generalmentesulfuro de sodio. Aunque un pH altoimpida que el H2S cause problemas enciertas condiciones, no elimina el H2Sdel fluido y cualquier disminución delpH puede crear una situación muypeligrosa.

El método preferido para tratar elsulfuro de hidrógeno o los sulfurossolubles es con un producto quecontiene cinc, tal como óxido de cinc.Este producto precipita el sulfuro comosulfuro de cinc insoluble (ZnS). Encondiciones normales y con un pHalcalino, este precipitado insoluble nose transforma en ácido hidrosulfúrico osulfuro de hidrógeno. Monitorear elnivel de sulfuro con el GGT y tubosDrager, de conformidad con API RP-13B-1 y B-2 (última edición).

ADVERTENCIA: El sulfuro dehidrógeno presenta riesgos muy gravespara el personal. Ver la sección sobrePeligros y Características del H2S en lapágina 19.25. Estos riesgos aumentanaún más debido a la capacidad del H2Spara causar la rotura catastrófica enmateriales de acero de alta resistenciacomo las tuberías de revestimiento y lastuberías de perforación.

El sulfuro de hidrógeno es un líquidobajo una presión relativamente baja y essoluble en lodos base agua, aceite ysintético. Durante un amago, el sulfurode hidrógeno sigue siendo líquido hastaque llegue muy cerca de la superficie,donde pasa de la fase líquida a la fasegaseosa con un aumento muy rápido ygrande de volumen, causando problemasde control del pozo, de seguridad personaly de corrosión. Cuando el sulfuro dehidrógeno representa un alto porcentajedel fluido de la formación, resulta

100,0

10,0

1,0

0,1

0.01

H2S HS-

S2-

Tota

l de

su

lfu

ros

(%)

0 2 4 6 8 10 12 14pH

La químicadel sulfuro dehidrógeno esbastantecompleja.

Essumamenteimportanteque semantenga unpH alto...

pH % S2- COMO H2S

5,0 98,000

6,0 90,000

6,5 70,000

7,0 50,000

7,5 25,000

8,0 10,000

9,0 1,000

10,0 0,100

11,0 0,010

12,0 0,001

(Se usa % S2- dividido por 100 en el cálculo del Tren de Gas

de Garrett para los sulfuros solubles.)

Tabla 1: Efecto del pH sobre el sulfuro de hidrógeno.

Figura 9: Distribución de sulfuros según el pH.


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_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ Tabla 2: Ambientes corrosivos y remedios.

Fluido: Contaminante: Fuente:Fluidos de perforación Oxígeno Atmósfera – entrampadobase agua por las pistolas de lodo, las

zarandas, las tolvas y los equipos de superficie. Absorción.

Remedios:(1) Sumergir las pistolas y operar el equipo de mezcla solamente cuando sea necesario.(2) Usar un desgasificador. (3) Acondicionar el lodo para maximizar la descomposición.(4) Añadir inhibidor CONQOR 404. (5) Añadir secuestrante de oxígeno.

Fluido: Contaminante: Fuente:Fluidos de perforación Dióxido de carbono Influjo de gas y aguas de labase agua formación

Remedios:(1) Operar el desgasificador. (2) Acondicionar las propiedades del lodo para maximizar la

descomposición. (3) Aumentar el pH a 10 y ajustar la alcalinidad para impedir el ataquede ácido. (4) Añadir CONQOR 202 B a la tubería. (5) Añadir una fuente de calcio (cal/yeso)para precipitar el carbonato. (6) Añadir inhibidor de incrustación SI-1000 para reducir laformación de incrustaciones.

Fluido: Contaminante: Fuente:Fluidos de perforación Sulfuro de hidrógeno Influjo de gas, degradaciónbase agua térmica de los aditivos del

lodo y acción bacteriana.Remedios:(1) Aumentar el pH a 11,5 o más. (2) Acondicionar las propiedades del lodo para

maximizar la descomposición. (3) Operar el desgasificador con antorcha. (4) Añadir elagente secuestrante de sulfuro con óxido de cinc. (5) Usar CONQOR 202 B en las unionesmacho y hembra de las tuberías. Si se usa CONQOR 404, aumentar la concentración. (6)Añadir secuestrante de oxígeno. (7) Añadir inhibidor de incrustación SI-1000. (8) Usaraditivos no a base de sulfonatos y lubricantes de roscas de tubería si las temperaturas sonelevadas. (9) Inhibir el crecimiento bacteriano con X-Cide 207 o un producto deglutaraldehído. (10) Usar materiales tubulares inspeccionados con un límite de tracciónde 90.000 psi o menos con una dureza Rockwell (HRc) de 22 o menos. Usar NACE MR-01-75, última edición. (11) Cambiar a un lodo con un alto contenido de cal o desplazar confluido de perforación VERSADRIL® o NOVADRIL®.

Fluido: Contaminante: Source:Fluidos de perforación Bacteria Agua de preparación base agua y formaciónRemedios:(1) Aumentar el pH a 11,5 o más. (2) Aumentar la concentración de sal hasta el puntode saturación, si se usa un lodo salado. (3) Inhibir el crecimiento con X-Cide 207 o unproducto de glutaraldehído. (4) Añadir CONQOR 404 al sistema. (5) Usar el inhibidor deincrustación SI-1000. (6) Monitorear las colonias por ml mediante pruebas de diluciónen serie en frascos de caldo.

especialmente difícil controlar el amago.Los posibles amagos de H2S son“inyectados a presión” dentro de laformación para evitar los riesgosrelacionados con la circulación de unamago de H2S hacia la superficie.

Cualquier persona que tenga previstotrabajar en un área donde es probable queesté expuesta al sulfuro de hidrógeno,

debería asumir personalmente laresponsabilidad de familiarizarse con losequipos de seguridad disponibles y losprocedimientos, las tareas y losreglamentos de seguridad que aplican asu trabajo. Deberían usarse precaucionesy equipos para proporcionar un ambientede trabajo seguro.

Corrosión


CAPÍTULO

19

Fluido: Contaminante: Fuente:Fluidos e perforación base Sulfuro de hidrógeno Formaciónaceite y sintético, empaques

Remedios:(1) Aumentar la alcalinidad POM a 2 o más, si no está a este nivel. (2) Maximizar laestabilidad de la emulsión. (3) Realizar una prueba piloto de la adición de secuestrantede sulfuro con óxido de cinc.

Fluido: Contaminante: Fuente:Aire, neblina y espuma Oxygen (O2), Aire inyectado e influjo

dióxido de carbono de gas dentro de la formación(CO2) y sulfuro de hidrógeno (H2S)

Remedios:(1) Aumentar el pH del fluido inyectado a 11,5 o más. (2) Añadir inhibidor Conqor 404.(3) Prueba piloto del tratamiento con agua de preparación y agentes espumantes paraverificar la compatibilidad..

Fluido: Contaminante: Fuente:Perforación geotérmica Temperatura, gases Formación y

ácidos, erosión velocidad del airey corrosión

Remedio:(1) Añadir Unisteam™ (Unocal) en concentraciones recomendadas.

Fluido: Aplicación: Fuente:XP-20® y SPERSENE™ Fluidos de empaque Formación y acción bacterianadispersos en agua dulce

Tratamientos:(1) Acondicionar las propiedades del lodo. (2) Aumentar el pH hasta el máximo nivelaceptable. (3) Añadir CONQOR 101 al lodo disperso para el fluido de empaque. (4) AñadirX-Cide 207 o un producto de glutaraldehído para ayudar a esterilizar el sistema. (5)Añadir secuestrante de oxígeno, si se desea, para mayor protección. En los lodos salados,usar CONQOR 303 A para los fluidos de empaque.

Fluido: Aplicación: Fuente:Fluidos de salmuera clara, Fluidos de empaque FormaciónNaCl, CaCl2 y CaBr2Tratamientos:(1) Si es monovalente, aumentar el pH a 10 con soda cáustica; sin embargo, si es divalente, no se debe añadir soda cáustica porque el Ca/Mg se precipitará. (2) Añadir inhibidor CONQOR 303 A al fluido claro. (3) Añadir producto de glutaraldehído si las pruebas indican la necesidad de usar un producto químico.

Materiales Tubulares: Contaminante: Fuente:Grupos de tubos Exposición Medio ambiente

atmosféricaRemedio:(1) Limpiar la herrumbre y aplicar CONQOR 202 B formador de película o inhibidores de corrosión atmosférica grave.

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Tabla 2: Continuación.


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Se recomienda el uso de los siguientesproductos y métodos de aplicación paracombatir la corrosión:

CONQOR® 404. Este producto es unproducto químico organofosforosodiseñado para reemplazar losinhibidores de cromato. Se puedeclasificar como inhibidor de oxígeno,pero no como secuestrante, y actúapor pasivación. Se trata de uninhibidor de uso general para losfluidos de perforación base agua. Esaplicable en agua fluidos de aguadulce y agua salada, y es eficaz enfluidos que están en circulación. No serecomienda para fluidos de empaque.

El tratamiento sugerido para los

fluidos de perforación es de 2 a 5galones de CONQOR 404 por 100 bbl defluido. Es esencial que se mantengauna concentración mínima delproducto, y hay disponible un estuchede prueba de campo para monitorearel nivel de concentración. Para lasaplicaciones de lodo aireado, el nivelde tratamiento inicial es de 12 gal/100bbl, pero mayores concentracionespueden ser requeridas. En general noes necesario añadir un secuestrante deoxígeno con este inhibidor enparticular, pero se ha hecho con éxito.No se requiere ninguna bombaespecial para añadir CONQOR 404.

Productos de Control de la Corrosión

CONQOR 404se puedeclasificarcomoinhibidor deoxígeno...

pH. El control del pH es uno de losmétodos más usados para minimizarcorrosión. Se trata de un métodoeconómico, versátil, y se puede reducirla solubilidad y reactividad de variosgases corrosivos aumentando el pH.

Los valores de pH de 8,3 a 9 songeneralmente suficientes paraconvertir el ácido carbónico (del CO2)

a su estado menos corrosivo. Para elácido hidrosulfúrico (H2S), un pH 12convierte la mayor parte del sulfuro dehidrógeno en iones bisulfuro ysulfuro. Al mantener valores de pH eneste rango, también se puede controlarlas bacterias reductoras de sulfato. Lasrelaciones entre el dióxido de carbonoy el sulfuro de hidrógeno con el pHestán ilustradas en las Figuras 9 y 10.

Control de Corrosión

El control delpH es uno delos métodosmás usadosparaminimizarcorrosión.

1

0,8

0,6

0,4

0,2

0

CO2(H2CO3)

CO32-

HCO3-

HCO3- HCO3

-

Frac

ción

0 2 4 6 8 10 12 14pH

Figura 10: Efecto del pH sobre el dióxido de carbono.

Monitor

Inhibidor

Incrustación

®

Corrosión


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Secuestrante de oxígeno. Lareducción del oxígeno en los fluidosde perforación es un método eficazpara reducir la corrosión. Se usansecuestrantes de oxígeno como elbisulfito de amonio y el sulfito desodio. El bisulfito de amonio estádisponible como producto activo nocatalizado de 45 a 55%. El aniónsulfito neutralizado reaccionaquímicamente con el oxígenodisuelto para formar un anión sulfato,reduciendo de ese modo el contenidode oxígeno disuelto. La reacción es lasiguiente:

2NH4HSO3 + O2 + 2OH– →2NH4

+ + 2SO42– + 2H2O

Los lodos de agua dulce contienengeneralmente de 1 a 5 o más ppm deoxígeno disuelto, y los lodos saturadosde sal suelen contener menos. Lacantidad de oxígeno disponible para elproceso de corrosión es determinada porel contenido total de oxígeno (disuelto yaire entrampado) del lodo y la velocidadde circulación. Si el contenido total deoxígeno del lodo es de 3 ppm, la tuberíade perforación está expuesta al doble deoxígeno cuando el caudal es de 800gpm que cuando el caudal es de 400gpm. El contenido de oxígeno de unlodo puede oscilar considerablementecuando se enciende y se apaga el equipode procesamiento. Estas oscilacioneshacen que no sea práctico tratarloestequiométricamente con unsecuestrante. Para lograr una protecciónadecuada con un secuestrante deoxígeno, suficientes tratamientos debenser agregados en la succión de la bombapara asegurar que el residuo o exceso desulfito regrese a la línea de flujo, despuésde reaccionar con todo el oxígenobombeado dentro del pozo.

El tratamiento inicial requerido desecuestrante de oxígeno esaproximadamente 2 gal/hora hasta quese pueda medir un exceso de sulfito enel filtrado de la línea de flujo de 50 a100 mg/l. El exceso de sulfito puede serdeterminado por una valoración, p. ej.con el dispositivo de prueba Hach.Cuando se obtiene el exceso de sulfitode 50 mg/l, mantener los niveles detratamiento requeridos para mantenerun exceso de sulfito de 50 a 100 mg/l enel filtrado de la línea de flujo. Los

tratamientos diarios serán variables,según las condiciones, el tipo de lodo, latemperatura, la salinidad y el caudal. Lostratamientos típicos de mantenimientoson de 24 a 50 galones por día.

Los lodos de agua salada y de clorurode potasio requieren concentraciones desulfito más altas. Pudiera requerirse unaconcentración de sulfito tan alta como200 a 500 mg/l. El calcio libre eliminaparte del sulfito, lo cual, por supuesto,reduce la eficiencia del secuestrante.

Se recomienda mantener unaconcentración de Ca2+ por debajo de 200mg/l. El agua salada de “preparación”debería ser tratada con 1,5 lb/bbl desoda cáustica antes de ser agregada alsistema. Este tratamiento eliminará lamayor parte del magnesio y calcio,reduciéndolos a niveles muy bajos,mediante el aumento del pH.

El método de aplicación másconveniente es la adición directa dentrode la succión de la bomba, a través deuna válvula de cierre automático conuna bomba de inyección química(dosificadora). Este dispositivo demedición ha sido usado por muchosaños y ha demostrado ser el método deaplicación preferido, ya que laexposición del aire a través de una tolvamezcladora reduciría su eficiencia. Labomba química siempre debe estarapagada durante los viajes. Si unabomba dosificadora no está disponible,la solución de secuestrante de oxígenopuede ser añadida directamente desdeun bidón, a través de una manguera quese extiende por debajo de la superficiedel lodo. Siempre debe añadirse lo máscerca posible de la succión de la bomba,no en la zaranda. Evitar el contacto conel aire porque esto podría reducir sueficiencia.

El caudal aproximado de una bombade inyección química en cuartos degalón por día puede ser determinadodesenroscando la tapa (varilla curvada) ydejando que el caudal fluya a través delorificio de escape. Captar el caudal de labomba durante 90 segundos. El caudalde la bomba en cuartos de galón por díaes aproximadamente igual al número decentímetros cúbicos bombeados durante90 segundos. Este procedimiento se usapara establecer y ajustar la velocidad detratamiento.

La reduccióndel oxígenoen los fluidosdeperforaciónes un métodoeficaz...

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Para el uso apropiado del secuestrantede oxígeno, se debe minimizar elarrastre del oxígeno en la superficie:1. Operando la tolva mezcladora

solamente cuando sea necesario.2. Evitando una descarga espumosa de

la tolva, especialmente cuando ladescarga está directamente enfrentede la succión de la bomba de lodo.

3. Usando correctamente losantiespumantes cuando seanecesario.

4. Manteniendo un nivel total de lodoen el tanque de succión. Estopermite evitar la formación deremolinos en los mezcladores yminimiza la cantidad de espumagenerada por las descargas de latolva y del equipo de control desólidos.

5. Reemplazando la empacadura de labomba centrífuga que tiene fugas.Secuestrante de H2S CON óxido de

cinc. Éste es un compuesto de óxidode cinc especialmente molido, de áreasuperficial grande, que se usa comosecuestrante de sulfuro de hidrógenoen los fluidos de perforación. El óxidode cinc debería ser sometido a unaprueba piloto antes de ser añadido alos lodos base aceite o base sintético,porque puede exigir mayorescantidades de emulsificantes yagentes de humectación. El gas desulfuro de hidrógeno que se disuelveen la fase acuosa de un lodoconstituye la causa principal de lafisuración por acción del sulfuro dehidrógeno bajo tensión (SSC) y de laruptura por absorción de hidrógenoen los aceros vulnerables.

El óxido de cinc secuestra lossulfuros para formar sulfuro de cinc,un producto insoluble a un pH deaproximadamente 3 o más alto. Estoasegura una eliminación permanente.La única excepción sería el caso muyimprobable en que el pH del lodocayera por debajo de 3 (i.e., durante laacidificación).Zn2+ + S2- → ZnS ↓

Con el gas ácido neutralizado yprecipitado, el riesgo de corrosión porsulfuro es más bajo. Los niveles depretratamiento recomendados son de 1a 2 lb/bbl. El tratamiento subsiguiente

debería comenzar a 1 lb/bbl por 1.100mg/l de sulfuros. Los porcentajesefectivos de eliminación pueden ser másbajos, según la química del lodo. Elóxido de cinc parece ser estable hasta400ºF y normalmente no es afectadopor la salinidad del sistema.

Los compuestos de cinc como elóxido de cinc pueden causar lafloculación y el aumento de laviscosidad; el cinc es más soluble aniveles de pH mayores que 11,5,posiblemente causando la floculación.Esto es especialmente problemático enlos lodos no dispersos. Pruebas pilotodeberían ser realizadas para evitarproblemas en todos los casos. Los lodosno dispersos que no toleransatisfactoriamente un pH 10,5 o mayordeberían ser dispersos antes de perforarzonas que contienen sulfuro dehidrógeno.

Debido a su molienda fina, el óxido decinc puede aumentar la viscosidad delos lodos que tienen altasconcentraciones de sólidos de bajagravedad específica. Si se usa unacentrífuga sobre un lodo que contieneóxido de cinc, ésta desechará el óxido decinc. Adiciones de óxido de cinc seránrequeridas para compensar este efecto.

El cinc puede ser tóxico en ciertaspruebas de bioensayo ambiental. Estodebería ser evaluado antes de usarsecuestrantes que contienen cinc.

Inhibidor de incrustación SI-1000TM. Los inhibidores deincrustación son usados para limitarla precipitación y deposición deincrustaciones minerales sobre lassuperficies metálicas. El SI-1000TM esun inhibidor de incrustación defosfato orgánico que ha resultadoeficaz para reducir los problemas deincrustaciones en las aplicaciones deperforación. El tratamiento inicial enel lodo de perforación es de 1 galónpor 200 bbl de lodo. En general, lostratamientos de mantenimiento de 5galones por turno son adecuados paracontrolar las incrustaciones.

Bactericidas. La reducción de sulfatosa sulfuros por la bacteria Desulfovibriodesulfuricans puede producirse en losfluidos de perforación, y especialmenteen los lodos y fluidos de empaque

Losinhibidores deincrustaciónson usadospara limitarlaprecipitacióny deposicióndeincrustacionesminerales...

Corrosión


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almacenados, resultando en una fuentede sulfuro de hidrógeno. Estas bacteriasson activas en ambientes de bajocontenido de oxígeno como el aguadulce de preparación mal aireada, elagua salobre o las aguas de mar dentrodel rango de pH de 5,5 a 8,5. Como lasposibilidades de daños causados por lasbacterias reductoras de sulfato son másaltas en los fluidos de empaque o lodosalmacenados, se recomienda coninsistencia el uso de un microbiocidapara controlar estas bacterias.

El glutaraldehído (líquido activo al25%) controla las bacterias en todos losfluidos base agua de perforación,completación y empaque. Es eficazcontra las bacterias aerobias yanaerobias, y se puede usar unaconcentración más alta cuando seanecesario. Todos los biocidas, tal comoX-Cide 102, Green-Cide 25G y otros,deberían ser registrados por el usuariofinal con la EPA (agenciaestadounidense de protección delmedio ambiente) (o las agenciasreguladoras locales correspondientes)para el uso en el campo petrolífero. Lostratamientos iniciales de unglutaraldehído al 25% varían de 0,4 a8,0 gal/100 bbl (100 a 2000 ppm).

Si se usa un biocida del tipoisotiazolina (X-Cide 207) para impedirla fermentación del almidón y controlarlas bacterias, el tratamiento inicialdebería ser de 1/2 a 1 1/2 jarras de 6 lbpor 100 bbl. Los tratamientos demantenimiento son de 1/4 jarra por100 bbl por día. Con estos productos, elproducto químico se absorbe en unportador insoluble inerte. El productopuede ser añadido directamente altanque de succión a una frecuencia de 5minutos por jarra. El tratamiento totalinicial debería estar distribuidouniformemente sobre una circulación.El agua de preparación también deberíaser pretratada. Para las condicionesgraves, añadir 3 jarras por 100 bbl defluido, y usar tratamientos diarios de 11/2 jarras por 100 bbl. (Normalmenteno se agrega este producto a lassalmueras claras sin sólidos porque elportador inerte es insoluble.) Los fluidosde empaque deberían ser tratados con 2jarras por 100 bbl de fluido (0,12lb/bbl).

La eficiencia del tratamiento y lapoblación de bacterias pueden sercalculadas usando una técnica dedilución en serie con frascos de caldo.Proceder con cuidado al manejar todoslos biocidas. Leer y observar lasadvertencias contenidas en las etiquetasde los contenedores químicosregistrados.

Aminas. Las aminas formadoras depelícula son inhibidores de corrosióneficaces en los ambientes de fluidos deperforación. Tienen la capacidad dedesplazar el agua en los tanques y lasfisuraciones por fatiga en lassuperficies metálicas. Su estructuraquímica les permite absorbersefísicamente sobre las superficiesmetálicas, formando una películaprotectora humectada por aceite. Sonmás eficaces cuando son aplicadasdirectamente a la tubería deperforación, pero también pueden sereficaces cuando son aplicadasmediante un tratamiento por baches ouniforme. La tubería debe mantenersesin incrustaciones y estar provista deun revestimiento superficial. Lapelícula orgánica tiende a“impermeabilizar” el acero. Habrásituaciones en que se requerirá un“hidrochorro abrasivo” (chorro deagua a gran presión) para eliminar laherrumbre y las incrustaciones antesde aplicar el producto. Las aminas nopueden proteger por debajo de lasincrustaciones y los cauchosprotectores de las tuberías. Si las celdasde concentración por debajo de lasextremidades de los cauchosprotectores de las tuberías presentanproblemas, el sistema debería sertratado continuamente consecuestrantes de oxígeno.

CONQOR 101. Este producto es uninhibidor de amina dispersible enagua, soluble en aceite, diseñadoprincipalmente para los fluidos deempaque a base de agua dulce XP-20/SPERSENE. Se recomienda su uso enfluidos dispersos de agua dulce. Eltratamiento recomendado es 1/2 galde CONQOR 101 por barril de fluido deempaque.

CONQOR 202 B. Un inhibidor decorrosión formador de películasoluble en aceite para la aplicación

Elglutaralde-hído controlalas bacteriasen todos losfluidos baseagua deperforación...


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directa y el tratamiento por baches dela tubería de perforación. Lostratamientos por baches (píldoras) sehacen bombeando 5 galones o más depíldora dentro de la tubería deperforación para revestir/formar unapelícula sobre las superficies de acero.Se puede usar baches de hasta 25galones, según la magnitud delproblema de corrosión. Puede serdiluido en una proporción de 1:5 conaceite diesel o aceite de bajatoxicidad, si los reglamentos lopermiten. Los tratamientos diluidosno son tan eficaces como lostratamientos sin mezcla, pero puedenser usados cuando sean necesarios.Los tratamientos por baches de 15 a25 galones han sido eficaces para

10.000 pies de tubería de perforación.Después del tratamiento inicial,píldoras de 5 galones pueden serbombeadas en las conexiones paramantener la película protectora.

CONQOR 303 A. Este producto es unaamina soluble en agua/salmuera. Estádiseñado principalmente para lassalmueras de NaCl, KCl, CaCl2, yCaBr2 y los fluidos de completación. Eltratamiento recomendado es un bidónde CONQOR 303 A por 100 bbl de fluido(aproximadamente 1/2 gal/bbl). Sepuede añadir directamente al fluido.Este producto químico no serecomienda ni es eficaz para lassalmueras con un alto contenido decinc.

Tabla 3: Aditivos de control de corrosión de M-I.

Aditivo Aplicación Tratamiento

CONQOR 101 Fluido de empaque de 1/2 gal/bbl(adsorción) agua dulce XP-20 y SPERSENE

CONQOR 202 B Fluidos de perforación de • Rociar o aplicar sobre la tubería(adsorción) de agua dulce o agua salada • Píldora – verter dentro de la tubería

en las conexionesCONQOR 303 A Salmueras claras; NaCl, 1/2 gal/bbl(adsorción) KCl, CaCl2 y CaBr2CONQOR 404 Todos los fluidos de 0,25 a 1 lb/bbl(inhibidor pasivante) perforación base aguaBisulfito de amonio al 55% Fluidos de perforación base Inyección de aproximadamente (secuestrante de oxígeno) agua dulce o salada 1 1/2 gal/hora para una cantidad

residual de 300 a 500 mg/l SO32–

X-Cide 207 Fluidos base agua de 1/2 a 1 1/2 jarras/100 bbl; (bactericida) perforación, completación y máximo de 3 jarras

rehabilitación por 100 bblGlutaraldehído al 25% Fluidos base agua de 100 a 2.000 ppm – (bactericida) perforación, completación y – 0,4 a 8,0 gal/100 bblX-Cide 102 o Greencide 25G rehabilitaciónÓxido de cinc Fluidos base agua, Producto de óxido de cinc para(secuestrante de sulfuro) aceite y sintético tratar los sulfuros. Elimina los

sulfuros por tratamiento a 1.100 mg/lde sulfuros por lb/bbl. Concentraciónde 1 a 2 lb/bbl. Monitorear lacantidad de sulfuros con GGT ytratar de la manera requerida. Paralos lodos base aceite y sintético,realizar una prueba piloto paradeterminar el efecto sobre el sistema.

SI-1000 Fluidos de perforación o Añadir 5 a 10 galones de (inhibidor de incrustación) completación a base de agua producto diluido con agua

dulce o cloruro de sodio dulce por turno. Se desea 5 a 10 mg/lde fosfato orgánico en el filtrado.

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Corrosión


CAPÍTULO

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Cupones de corrosión. Se monitorea lacorrosión mediante cupones decorrosión insertados en la última uniónhembra de la tubería de perforaciónantes de la tubería de perforaciónextrapesada o de los portamechas, y enel substituto de junta kelly. Estos“anillos” de acero previamente pesadosdeberían permanecer dentro de latubería de perforación por un periodode exposición de aproximadamente 100horas. El procedimiento de prueba paraevaluar estos cupones está descrito en elBoletín RP-13 B-1 del API. Estaevaluación indicará no solamente lavelocidad a la cual la corrosión estáocurriendo, sino también el tipo decorrosión (i.e., corrosión por oxígeno,carbonato o sulfuro).

Es imprescindible que estos cuponessean retirados y examinados, despuésdel periodo de exposición, para que sepueda aplicar el programa correcto decontrol de corrosión. Este análisisindicará la corrosividad del fluido deperforación y el tipo de corrosiónencontrado. El análisis de los depósitosde incrustaciones y de las picaduras enlos cupones también ayuda adeterminar la causa de la corrosión, locual facilita la selección de las medidasremediadoras requeridas. Por ejemplo,si se observa óxido de hierro, entonceses de suponer que hay oxígeno disuelto.Si se observa sulfuro de hierro, es desuponer que hay sulfuro de hidrógeno,y si hay carbonato de hierro ocarbonato de calcio/magnesio, entoncespuede haber dióxido de carbono.

Un producto secundario común de lacorrosión por oxígeno es la magnetita(Fe3O4). Ésta puede ser identificada porsu propiedad magnética y suinsolubilidad en ácidos. Otros óxidos dehierro, como Fe(OH)2 y Fe(OH)3,también son comunes. Los depósitos decorrosión por oxígeno pueden seridentificados por su color herrumbreoscuro a negro y su solubilidadmoderada en HCl inhibido al 15%. Losdepósitos de óxido no se disuelveninmediatamente en el ácido usado paralimpiar los cupones antes de pesarlos, yen general deben ser sumergidos variasveces en el ácido o restregados con lana

de acero o un cepillo de alambre. El carbonato de hierro (FeCO3), o la

siderita, es el producto secundariocomún de la corrosión por CO2. Puedeser determinado por su característicaefervescencia lenta (burbujeo) en HCl al15% o con la solución de prueba de FeS(solución de prueba de arsenito ácido).En realidad, el gas burbujeante es el gascarbónico (dióxido de carbono) que seescapa de las incrustaciones. Lasincrustaciones de carbonato de calciocausarán una efervescencia más rápida(efervescencia).

La incrustación de sulfuro de hierro(FeS) se forma sobre la tubería deperforación cuando se produce lacorrosión por sulfuros. Los sulfuros dehierro son negros. La incrustación desulfuro de hierro puede ser identificadacon la solución de prueba de sulfuro dehierro (arsenito ácido) por unprecipitado de color amarillo vivo. Elprecipitado amarillo se forma cuando lasolución de arsenito ácido entra encontacto con la incrustación de sulfuro.El precipitado se parece a “huevosrevueltos en miniatura” y además delcolor amarillo, también tiene ciertaforma y sustancia. Los sulfuros dehierro se humectan de formapreferencial por aceite. Si el lodocontiene aceite, esta prueba puede serlenta o ineficaz hasta que se lave odesengrase la tubería con un jabónalcalino.

El cupón de corrosión no puedeproporcionar información relacionadacon la ruptura por absorción dehidrógeno, la fisuración por corrosiónbajo tensión u otras formas de fractura,excepto en lo que se refiere a la relaciónentre las picaduras y estas roturas.

Todos los cupones de corrosióndeberían ser pulidos a máquina paraencajar correctamente en la ranura dealivio de la unión hembra de la juntade tubería. Deberían tener el mismocalibre que la tubería de perforaciónpara minimizar la turbulencia. Loscupones de corrosión son generalmentecortados a partir de tubos que no hansido templados y revenidos. Lasimilitud de las composicionesmetalúrgicas con la tubería de

Medidas de la Corrosión

Se monitoreala corrosiónmediantecupones decorrosión...

Todos loscupones decorrosióndeberían serpulidos amáquinaparaencajar...


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perforación debería ser adecuada paraminimizar los efectos galvánicos yproporcionar datos útiles.

Los cupones de corrosión de latubería de perforación deberíanpermanecer dentro de la columna deperforación como mínimo durante 40horas, aunque el periodo deexposición deseado es de 100 horas.Los cupones pueden quedar dentro dela columna de perforación durantemás de una corrida de la barrena.

Se debe averiguar que el receso de launión hembra esté limpio para evitardaños al cupón. De esta manera, elcupón no obstaculizará la conexióncorrecta de la junta y no sufrirá daños.Durante la instalación, el cupón sólodebe ser manejado con guanteslimpios y secos.

Se debe llenar por completo elformulario del cupón de corrosión dela tubería de perforación. Cadaformulario debe prever espacios paraindicar el material del cupón, laspropiedades del fluido de perforación,el tipo de corrosión, la posición delcupón en la columna de perforación,el peso inicial, el tiempo, laprofundidad de entrada, laprofundidad de salida, el número delcupón, el color de la incrustación ycualquier otra información que seaimportante para realizar la pruebaespecífica. El formulario se puedeimprimir en el sobre de envío delcupón o en un formulario separadoque será enviado con el cupón.

Al sacar el cupón de corrosión de lacolumna de perforación, se debelimpiar el cupón con un trapo paraeliminar los residuos de fluido deperforación. El cupón debe serexaminado para determinar lamagnitud de la corrosión o de losdaños mecánicos. Si se observa unacorrosión grave, se debe determinarrápidamente la causa de esta corrosiónpara poder poner en práctica lasacciones remediadoras.

Después del examen visual, limpiar ysecar el cupón, luego colocarlo sobre elpapel inhibidor de corrosión pararetardar aún más la corrosión. No sedebe cubrir el cupón con grasa paratubos o aceite. Colocar el cupóndentro del sobre.

La evaluación de los cupones esimportante en el campo, así como enel laboratorio. Muchas veces, lainspección visual realizada en elmomento de sacar el cupón producelos mejores resultados. Si la corrosiónes evidente, normalmente se trata dela corrosión crateriforme (picaduras).Es importante tomar nota de lamagnitud de las picaduras. Lacorrosión crateriforme sueleproducirse en soluciones saladas,debido a la mayor conductividad delfluido, junto con el oxígeno disuelto.La corrosión crateriforme también escaracterística de ciertos materiales queforman películas o revestimientos deóxido. La mejor manera de determinarel ataque uniforme o la corrosióngeneral es midiendo la pérdida depeso con los cupones.

El sobre que contiene el cupón decorrosión debería tener estampado elpeso inicial del cupón y un factor “K”.El factor K se usa para convertir lapérdida de peso según el tiempo enpérdida de peso según el áreasuperficial del cupón y el tiempo. Setrata de una conversión matemáticadirecta de gramos a libras, y para elárea superficial del cupón. Lavelocidad de corrosión del cupón secalcula con K de acuerdo con lasiguiente fórmula:Velocidad de corrosión (lb/ft2/yr) =

K x [peso inicial (g) – peso final (g)]tiempo total de exposición (horas)

Velocidad de corrosión, milésimas depulgada/año =

velocidad de corrosión, lb/ft2/yr x 24,6Los cupones de corrosión deberían

ser examinados para detectar cualquierdaño físico o mecánico. Los dañosmecánicos al cupón suelen serindicados por cortes, gubias o mellassobre la superficie exterior del cupón.Si los daños mecánicos causan lapérdida de metal, esto invalidará elcálculo de la velocidad de corrosión. Sise observa algún daño, éste debería serreportado y la velocidad de corrosiónno debería ser calculada o reportada.Sin embargo, cualquier descripción dela corrosión, como las picaduras y losdepósitos de sulfuro o carbonatos, etc.,debería ser reportada.

La corrosióncrateriformesueleproducirse ensolucionessaladas...

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Corrosión


CAPÍTULO

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Los cupones de corrosión sonpulidos a máquina para encajar enjuntas específicas de tuberías deperforación. Asegurarse de especificarel tamaño y tipo de junta de tuberíade perforación al hacer un pedido decupones de corrosión (ver la Tabla 4).

Sondas. Las sondas galvánicas seutilizan desde hace muchos años ensistemas acuosos en la industria delpetróleo. Pueden ayudar a indicar lacorrosividad de un fluido generandouna corriente que se mide con unaparato registrador. Las sondasgalvánicas también han demostrado serútiles para monitorear la entrada deoxígeno en inyecciones de agua. Lamayoría de los fluidos de perforaciónson extremadamente corrosivos enpresencia de oxígeno. No se puedeesperar que estas sondas constituyanuna herramienta cuantitativa en elfluido de perforación, debido al cambioconstante de los medios acuosos. Lasonda se instala en el sistema decirculación de lodo, generalmente en eltubo vertical. Al ser instaladas en el tubovertical, estas sondas reflejan los efectosdel oxígeno retenido o entrampado enel lodo, así como el oxígeno disueltodebido a la presión dentro del tubovertical.

Como se puede inferir del nombre, lasonda galvánica es un par bimetálico(generalmente latón y acero) construidode manera que se pueda medir la salida

de corriente en un registradormodificado para obtener un registrocontinuo de los eventos. Cuando secoloca la sonda en un sistema de agua,la salida de corriente se estabilizará a unvalor que refleja las condiciones dentrodel sistema. Cualquier cambio en elsistema que afecte la salida de corrientese reflejará en el registrador.

Aunque la sonda sea afectada pormuchas cosas, tal como el caudal, latemperatura y las películas formadas porinhibidores, es extremadamente sensibleal oxígeno disuelto. En la mayoría de lossistemas sin oxígeno, la sonda sepolariza y la salida de corriente se acercaa cero. Incluso pequeñas cantidades deoxígeno despolarizarán la sonda,aumentando la salida de corriente.

La sonda galvánica puede ser muy útila los efectos del monitoreo de rutina ypara la localización de los problemas. Lasonda galvánica es un instrumento deconstrucción resistente que requieremuy poco mantenimiento. Con elregistrador adecuado, la sondaproporciona un registro que elperforador puede monitorear desde elpiso del equipo de perforación. Indicarálas fugas de aire y las fallas del sistemapara poder tomar medidas apropiadasantes de que se produzcan daños graves.Esto fomenta una mayorconcientización de los problemas decorrosión.

La correlación de las medidas tomadas

Tabla 4: Números y factores K de los cupones de corrosión.

Tamaño y Tipo de Número de Número de Factor KJunta de Tubería (pulg.) Cupón de Fann Cupón de OFI (lb/ft2/yr)27⁄8 IF, 31⁄2 SH 63618 18014 39431⁄2 XH, 31⁄2 FH 63619 18016 35731⁄2 IF, 31⁄2 XH 63620 18018 3374 FH 63621 18020 2564 IF, 41⁄2 XH 63623 18022 25041⁄2 FH, 41⁄2 XH, 4 IF 63624 18024 20741⁄2 IF, 5 XH 63625 18026 25359⁄16, 51⁄2 API Reg. FH, 65⁄8 API Reg. 63626 18028 13465⁄8 FH 63627 — 20241⁄2 XH 63629 18030 1845 XH 63631 18032 210/179

La sonda seinstala en elsistema decirculaciónde lodo…


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Los fluidos de empaque base aguadeberían ser acondicionados para lograruna estabilidad a largo plazo yminimizar la corrosión. Es importanteaumentar el pH a un nivel óptimo, usarun biocida apropiado y posiblemente uninhibidor dispersible formador depelícula. El pH alto ayuda a reducir lavelocidad de corrosión, el biocidadebería prevenir la actividad de lasbacterias reductoras de sulfato, y elinhibidor formador de película recubrirálas superficies de acero. El inhibidorformador de película debería ser útil,formando una película sobre la tuberíapara “aislarla” del ambiente acuosocorrosivo.

Los lodos base aceite o sintéticousados como fluidos de empaquetambién deberían ser acondicionadospara lograr una estabilidad óptima alargo plazo, y la emulsión debería serestabilizada para facilitar el control de lacorrosión. La alcalinidad del lodo POMdebería ser aumentada para que la faseinterna permanezca muy alcalina.Normalmente no se añade ningúninhibidor a estos lodos porque sucapacidad de humectación por aceiteayuda a reducir la corrosión de losmateriales tubulares de acero, ygeneralmente tienen velocidades decorrosión más bajas que los fluidos deempaque base agua.

Fluidos de Empaque

con la sonda galvánica y la velocidad decorrosión del cupón de corrosión de latubería de perforación no será exacta,por varias razones. Por ejemplo, elelemento anódico de acero puede sufriruna corrosión crateriforme grave, y ladeposición de incrustaciones decarbonato de calcio también puedenafectar las indicaciones de la sonda. Si se

observa algún indicio de incrustación,los elementos de la sonda deberían serlimpiados periódicamente. Asimismo, siel sistema de lodo está en un ambienteagrio (H2S), los elementos de la sondapueden oxidarse, volviéndose marroneso negros, y causar una indicaciónerrónea.

El pH altoayuda areducir lavelocidad decorrosión...

Corrosión


CAPÍTULO

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El gas de sulfuro de hidrógeno a bajasconcentraciones tiene un olor fétido ahuevos podridos y no se puede oler aaltas concentraciones. Este gas ácidoincoloro y altamente reactivo espeligroso para los trabajadores yperjudicial para los equipos deperforación, incluso a bajasconcentraciones. El H2S es más pesadoque el aire y tiende a acumularse enáreas bajas al ser descargado. Loscompartimientos cerrados y tanques dealmacenamiento son especialmentepeligrosos. El H2S también puedeacumularse en la parte superior de lostanques de lodo, cuando hay pocoviento o movimiento de aire.Concentraciones letales puedenacumularse encima de los tanques delodo o en tanques, incluso cuando laconcentración es tan baja que puede serconsiderada insignificante. Cada vezque el H2S está presente o que hayalguna posibilidad de que esté presente,se debería advertir a todo el personaldel equipo de perforación para que nose inclinan o bajen la mano dentro delos tanques de lodo. El gas es muyinflamable y forma una mezclaexplosiva con el aire.

Incluso cortos periodos de exposiciónal sulfuro de hidrógeno pueden matar olesionar gravemente a los sereshumanos y causar roturas catastróficasde los materiales tubulares de acero. Las“Prácticas Recomendadas para laPerforación Segura en Pozos queContienen Sulfuro de Hidrógeno” delInstituto Americano del Petróleo (APIRP49) describen detalladamente lospeligros y las prácticas seguras para lasoperaciones de perforación en zonasque contienen H2S.

El nivel máximo al cual lostrabajadores pueden ser expuestosrepetidamente sin peligro, i.e. el valorumbral límite, sólo es 10 ppm de H2S.La norma aceptada por la industriarequiere el uso de dispositivos deprotección respiratoria para

concentraciones superiores a 10 ppm.El límite peligroso, o la concentraciónque puede causar la muerte, es 250ppm/hora. La pérdida de conocimientoocurre después de una exposición cortaa una concentración de 500 ppm,seguida por la interrupción de larespiración y la muerte, si no seadministra un tratamiento rápido.

A continuación se describen losefectos físicos de la exposición alsulfuro de hidrógeno:• 10 ppm – Olor obvio y

desagradable; exposición repetidasin efectos perjudiciales.

• 15 ppm – Límite de exposición acorto plazo (15 min).

• 20 ppm – Irritación de los ojos y delas vías respiratorias (1 hora).

• 50 ppm – Pérdida del olfato (15min); dolor de cabeza, mareo ytambaleo (1 hora).

• 100 ppm – Tos, irritación de los ojosy pérdida del olfato (3 a 15 min);dificultad para respirar, dolor de losojos y somnolencia (15 a 20 min);irritación de la garganta (1 hora).

• 200 ppm – Atenuación rápida delolfato, irritación de los ojos y lagarganta.

• 500 ppm – La pérdida deconocimiento ocurre después deuna exposición corta y la víctimadeja de respirar, si no recibe untratamiento rápido; mareo, pérdidade la razón y del equilibrio; lasvíctimas requieren administracióninmediata de reanimacióncardiopulmonar por ventilaciónartificial.

• 700 ppm – La pérdida deconocimiento ocurre rápidamente;la víctima se muere si no esrescatada y tratada a tiempo.

• 1.000 ppm – La pérdida deconocimiento ocurreinmediatamente, seguida pormuerte en pocos minutos.

Peligros y Características del H2S

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cap 19 corrosion

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