Corrosión Por Co2

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA
CENTRO DE ESTUDIOS DE CORROSIÓN
CEC-LUZ

Profa. Marianela Fernández
Maracaibo, Junio de 2011

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Introducción a la corrosión
Tipos de corrosión
Perforación y extracción de crudo y/o gas
Introducción a la corrosión en la Industria
Petrolera
• Corrosión por CO2
• Corrosión por H2S
• CorrosiónMicrobiológica

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Patrones de Flujo
• Tuberías Horizontales
• Tuberías Verticales

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Métodos de Control de Corrosión
• Inhibidores
• Deshidratación
• Endulzamiento

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Técnicas de Monitoreo de Corrosión
• Electroquímicas
• No Electroquímicas

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Normas y prácticas recomendadas

Los efectos de la corrosión sobre instalaciones y
equipos industriales produce anualmentepérdidas
que llegan a cifras muy importantes: en los países
industrializados se ha valorado en el 3% del PBI. Este
porcentaje puede tomarse sobre la valoración
equivalente de la industria petrolera y del gas para
llegar a una cuantificación aproximada de sus
efectos económicos.
De todas las fallas que ocurren en las operaciones
de la industria del gas y del petróleo la más
importante esla corrosión con el 33% de los casos.

FALLAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA
TIPOS DE FALLAS

%

Corrosión

33

Fatiga

18

Daño Mecánico

14

Fractura Frágil

9

Defecto de Fabricación

9

Defectos de Soldadura

7

Otros

10

En tuberías que
transportan gas natural
y/o crudo

Corrosión por
CO2

“Dulce”

“Ácida”
Corrosión por
H2S

28 % de las
fallas18 % de las
fallas

TIPOS DE FALLAS

%

Por CO2

28

Por H2S

18

En Soldaduras

18

Picaduras

12

Corrosión-Erosión

9

Galvánica

6

Espacios Confinados

3

Impacto

3

Corrosión bajo Tensión

3

A nivel mundial, el 63 % de las
fallas en las tuberías de
transporte de Gas Natural y/o
Crudo
es
causado
por
corrosión.
•

50 % Corrosión interna•

13 % Corrosión externa

En la industria petrolera venezolana
los costos por corrosión anuales
están en el orden de 120 millones
de dólares.

La corrosión interna en
las

tuberías

depende

fundamentalmente de:

•
•
•
•
•
•

Presencia de Agua
Sales
Dióxido de Carbono (CO2)
Sulfuro de hidrógeno (H2S).
Oxígeno
Bacterias

La presencia de Agua es el

factordesencadenante de los
daños

por

corrosión

en

las

tuberías de flujo.

•

Directamente del yacimiento

•

Condensación en la línea.

H2 S

CO2

El proceso de explotación, producción y transporte del

petróleo y gas natural involucra las siguientes actividades:

Perforación

Manejo en
superficie

Producción del
yacimiento

Transporte

Los problemas asociadoscon los
sistemas de extracción, transporte y
procesamiento de petróleo y gas son:
Corrosión
Incrustaciones
Depósitos
Formación de Espuma

PERFORACIÓN
Las actividades asociadas a la perforación de un pozo
generan una Degradación de los materiales debido a
diferentes procesos:

Erosión
Abrasión
Fatiga
Corrosión
¿ Como controlar la corrosión ?

PRODUCCIÓN
Una vez terminado elpozo se

encuentra diferentes fases

Crudo
H2O

Gas

Y además si el gas contiene CO2 y
H2S y la fase acuosa esta presente
existirá

Corrosión

un

alto

potencial

en

El CO2 y el H2S son las especies corrosivas más
importantes y contra las cuales es necesario emplear
diversos métodos para el control de corrosión. El CO2
y el H2S son especies químicas que están enequilibrio

con las tres fases petróleo, agua y gas por lo que las
cantidades de CO2 y H2S en cada fase están
relacionadas pero con concentraciones diferentes
dadas por las solubilidades correspondientes a cada
fase.

MEDIO CORROSIVO
La corrosión por CO2 involucra una serie del reacciones:
1.- Inicialmente el CO2 debe hidratarse mediante la reacción con el
agua para producir ácido...