Corrosion

Estudios y Servicios Petroleros S.R.L
NOTA TECNICA Nº 20 versión 3
Hoja 1 de 9 GASES CORROSIVOS Y PARTICULAS EN GASODUCTOS – SU RELACIONVersión 3 La resolución 622/98 especifica los siguientes valores máximos para gas natural: • Dioxido de carbono: 2 % molar. • Oxigeno: 0,2 % molar. • Acido sulfhidrico: 3 mg/sm3 (2,1 ppmv). • Partículas sólidas: 22,5 kg/MM m3 de partículas ≤ 5 micrones. •Partículas liquidas: 100 l/MM m3. Cuando se comparan estos valores con los establecidos por transportadoras de gas de 7 países (Petrotecnia octubre 2000) se observa: A) Que solamente Argentina y Francia especifican valores máximos para partículas. B) Que si se comparan mínimos y máximos de cada valor arriba citado para las catorce fuentes, ninguna excede de tres veces a excepción del ácido sulfhidricoque lo hace en ocho veces. En esta nota técnica revisamos la importancia de cada uno de los parámetros, su relación y los riesgos que su presencia puede ocasionar a los gasoductos. SISTEMAS DIFUSOS Un sistema difuso es aquel que depende de un gran numero de factores heterogéneos responsables de diferentes procesos en su naturaleza, pero que íntimamente interactuan uno con otro. Los factoresheterogéneos que revisaremos son los parámetros, los procesos son la corrosión y la erosión y sobre las consecuencias de su interacción, esto trataremos en esta nota. Estamos en un sistema difuso simple si la concentración de las partículas abrasivas es baja y están ausentes los procesos corrosivos (gases corrosivos y humedad), en estos casos la erosión ocurre a baja velocidad y las consecuenciasgenerales son poco relevantes. En presencia de procesos corrosivos – con formación de partículas protectoras, la discontinuidad de las mismas (se produce rotura y arrastre) incrementa el material abrasivo lo que da lugar a fenómenos de consecuencias severas, este es un sistema difuso complejo.

Estudios y Servicios Petroleros S.R.L. NT / N 20 v3 Hoja 2 de 9 PROCESOS CORROSIVOS La velocidad de corrosióninterna en gasoductos varia en una forma compleja con las presiones parciales de dioxido de carbono (ppCO2), de oxigeno (ppO2), de ácido sulfhidrico (ppH2S) y la química del agua condensada. O2, CO2 y SH2 no son corrosivos en ausencia de humedad menor al 60% (HR) CORROSION POR CO2 (DULCE) A temperaturas moderadas el CO2 no es corrosivo al acero si esta seco. Sin embargo, en presencia de humedad ode humedades relativas de 60 – 70 % resulta bastante corrosivo. El CO2 seco es un gas oxidante pero no tanto como el aire (oxigeno), en contacto con acero al carbono forma principalmente Magnetita (Fe3O4) y ocasionalmente Hematita / Carburo de hierro (Fe2O3 . Fe4C). La velocidad de crecimiento del oxido sobre la pared metálica se cree que depende de la difusión de oxigeno en la misma. Pequeñascantidades de humedad en el CO2 – del orden de 1000 ppmv, producen altas velocidades de corrosión del acero al carbono a 100 ºF. El CO2 es altamente soluble en agua y reacciona formando un ácido débilmente ionizado, el ácido carbónico (H2CO3) que se combina con el hierro (ferroso) para formar Siderita (FeCO3) que es, tanto un producto de corrosión como una incrustación. El aumento de la presiónparcial del CO2 reduce el Ph del medio y facilita el proceso catódico de corrosión con el aumento de la depolarizacion de hidrogeno. Se acepta que existe corrosión carbónica uniforme cuando la presión parcial del CO2 es superior a 30 psi es decir que es potencialmente corrosivo en un gasoducto que transporta gas natural a 1500 psi con 2 % molar de CO2 (1500 x 0.02) CORROSION POR H2S (AGRIA) Porcorrosión agria se entiende a una serie de mecanismos definidos por la formación de alguna forma de sulfuro de hierro (FeS). La Pirita es una solución ordenada (FeS + S) que se encuentra solo cuando esta presente Azufre elemental. La Pirrotita es una forma no estequiometrica del FeS simbolizada como Fe 1 – x S y la Mackinawita es una forma semiestable del FeS que es la mas frecuente en medios con...