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MANUAL DE DETECCIÓN Y CONTROL
DE CORROSIÓN

EN CAMPOS PETROLEROS

Por
HOWARD J. ENDEAN
CONSULTOR

Publicado Por
CHAMPION TECHNOLOGIES, INC.
Houston, Texas
1989

Traducción de CHAMPION TECHNOLOGIES, INC.
Para Latino América
Impreso en El Tigre - Venezuela
2004

RECONOCIMIENTO

El escritor aprecia el respaldo y el estímulo de la Gerencia de Champion Technologies, Inc. en lapreparación de este manual. También a mi asociado el Sr. Raymond Shelton por revisar y permitir la inclusión de su recopilación sobre los Inhibidores de Corrosión CORTRON de Champion, en el Capítulo VI.
Especial agradecimiento a la empresa Norris de Cabillas de Balancines por permitirnos usar sus fotografías de las cabillas de bombeo para balancines en este manual.

TABLA DE CONTENIDOSCAPÍTULO I - CAUSAS DE CORROSIÓN EN EQUIPOS DE CAMPOS PETROLEROS

ARTÍCULO DESCRIPCIÓN PÁGINA

General 13
A. Definición de Corrosión 14
B. Ambiente Electroquímico 14
1. Factores Metalúrgicos 16
2. Factores de Fabricación 16
3. Factores de Operación de Campos 16
C. Reacciones Electroquímicas Típicas Idealizadas 17
D. Apariencia de Pérdida deMetal por Corrosión 17
1. Sulfuro de Hidrógeno – Picadura y Ataque General 18
2. Dióxido de Carbono - Ataque por Picadura 18
3. Salinidad con Alto Contenido de Cloruro - pH 6.0 -7.0 19
4. Acidos 15% HCI y Acidos Gastados 19
5. Bacterias Sulfato - Reductoras 20
6. Corrosión / Erosión - Efecto de Alta Velocidad 20
E. Corrosividad vs. pH del Agua21
F. Corrosión vs. Sulfuro de Hidrógeno y Dióxido de Carbono 22
1. Corrosividad del Sulfuro de Hidrógeno 22
2. Corrosividad del Dióxido de Carbono 23
G. Tasa de Corrosión vs. Velocidad y Temperatura 23
H. Tasa de Aceleración del Desarrollo de la Picadura 24
I. Sensibilidad al Hidrógeno 26
J. Factores que Controlan la Sensibilidad al Hidrógeno 27
1.Esfuerzo de Fluencia 27
2. Dureza 27
3. Nivel de Tensión 27
4. Tensiones Internas 27
5. Concentración de Hidrógeno 27
6. Temperatura 27
K. Ampolla de Hidrógeno 27
L. Corrosión Galvánica 28
Celdas Galvánicas en Operaciones de Campo 28

CAPITULO II - CORROSIÓN EN POZOSPETROLEROS Y SU PREVENCIÓN

ARTÍCULO DESCRIPCIÓN PÁGINA

General 29
A. Corte de Agua vs. Humedad por Agua de Equipos de Pozos 30
B. Causas Típicas de Fractura en Cuerpo de Cabillas de
Bombeo Mecánico 30
C. Límite de Endurecimiento de Cabillas de Bombeo Mecánico 31
D. Causas Típicas de Rompimiento del Pin en Cabillas de
Bombeo Mecánico33
E. Apariencia Típica de Rotura en Cuerpos de Cabillas de
Bombeo Mecánico 34
F. Apariencia Típica de Rotura en Cajas de Cabillas de
Bombeo Mecánico 34
G. Defectos por Inclusión de Escorias durante Mecanizado 35 H. Reglas Prácticas para Estimar la Corrosión 36
1. Regla 1 - Cupón de Información de Corrosión - 30 días 36
2.Regla 2 - Fallas de Tensión en Sarta de Cabillas de
Bombeo Mecánico 36
3. Regla 3 - Mediciones de pH - Muestras Frescas 36
4. Regla 4 - Corte de Agua y pH 37
I. Programa de Campo para Detectar Corrosión 37
J. Decisiones en el Diseño de un Programa de Inhibidores 39
K. Procedimientos de Tratamiento para PozosPetroleros
por Bombeo Mecánico 40
L. Procedimientos Iniciales de Recubrimiento 41
1. Corrida de Tubería de Completación y/o Cabillas
en Pozos 41
2. Tratamientos de Inyección por Lote o Continua 41 3. Tratamientos de Inyección Forzada 42
M. Procedimiento para Tratamiento por Carga Periódica 42
1. Volumen Adecuado de Inhibidor...