CORROSIÓN EN LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

INTEGRANTES.Luis Adrián Gonzales MuroBryan David Avilés Arroyo

OBJETIVO DE LA INVESTIGACION

Objetivo generalAnalizar las técnicas disponibles para contrarrestar la corrosión en los

tubulares que conforman a los pozos de petróleo y/o gas.

Objetivos específicos

Determinar la rentabilidad económica de la aplicación de un sistema de protección catódica en un pozo de petróleo.

Establecer la importancia de un sistema contra la corrosión en un pozo de petróleo.

Diferenciar los distintos tipos de corrosión en un sistema pozo-superficie.

Identificar las causas de corrosión en las tuberías de producción y de revestimiento, caising.

JUSTIFICACIÓN

En la industria petrolera las operaciones de producción representan altas inversiones, elevados costos de mantenimiento, requerimientos tecnológicos especializados y gran complejidad logística. La economía de muchos países, como el nuestro depende de la renta petrolera, por lo que cada barril que se deje de producir o que se pierda, significa que el país pierde dinero. Uno de los principales rubros en una inversión petrolera corresponde a los tubulares y herramientas necesarias para permitir la producción controlada de crudo, se estima que cerca del 10-15% de la inversión inicial corresponde a compra de tubulares y herramientas, que son fabricadas generalmente de acero al carbono.

CLASIFICACION DE LA CORROSIONCLASIFICACION DE LA CORROSION OPERACIONAL – INDUSTRIA PETROLERAPor convección se ha definido corrosión interna como el deterioro de la superficie interna de una tubería, recipiente o equipo, atribuida principalmente a la acción del fluido manejado o almacenado.

CLASIFICACION DE LA CORROSION• NATURALEZA INTRINSECA• CORROSIÓN QUIMIA• DEPENDIENDO DEL MEDIO• EN FUNCIÓN AL AGENTE AGRESOR

Corrosión por ácido sulfhídrico (corrosión amarga)Corrosión por dióxido de carbono (corrosión dulce)

Corrosión por dióxido de carbono (CO2)También llamada corrosión dulce. El dióxido de carbono disuelto en el agua corroe el acero al carbono.En la industria petrolera esta corrosión se encuentra con más frecuencia en los pozos de gas, en los que el dióxido de carbono está presente. Si el vapor de agua se condensa en las tuberías o líneas de flujo, el ácido carbónico formado produce corrosión en el metal expuesto.

Una manera de predecir la susceptibilidad de un sistema de gas, está basándose en la presión parcial del dióxido de carbono, que se calcula como sigue:

Donde:: Presión parcial del (psi).%: por ciento de en el gas (% molar).P: presión total del sistema (psi).En función a lo antes descrito, existe una clasificación de la potencialidad corrosiva, la cual se sintetiza en la siguiente tabla

Etapa I. Disolución del dióxido de carbono en agua.El CO2 se disuelve en presencia de agua para formar ácido carbónico, el cual se disocia en dos etapas: la formación de iones bicarbonatos y la subsecuente formación de iones carbonatos:

Etapa II. Reacciones electroquímicas en la superficie del metal.• En esta etapa ocurren reacciones anódicas y catódicas

simultáneamente en la superficie del metal:• La disolución del hierro en la intercara metal/electrolito (reacción

anódica).

La reducción de los iones H+ producidos por los electrones , producidos en la reacción anterior, para producir hidrógeno molecular (reacción catódica).

• Existe la posibilidad de que ocurra la reducción directa del H2CO3, mediante dos reacciones catódicas, incrementando la velocidad de corrosión.

Etapa III.- Formación de bicarbonato de hierro (FeCO3)La combinación de los iones carbonato producidos con el ión ferroso forman el carbonato de hierro.

Corrosión por sulfuro de hidrógeno (H2S)También llamada corrosión ácida, resulta de la reacción entre el sulfuro de hidrógeno y el acero en presencia de agua. Las fuentes donde ocurre pueden contener también oxígeno, dióxido de carbono o ácidos orgánicos.