tuberia

Scientia et Technica Año XIII, No 36, Septiembre de 2007. Universidad Tecnológica de Pereira. ISSN 0122-1701

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PREDICCIÓN DE LA CORROSIÓN POR CO2 + H2S EN TUBERIAS DE ACERO AL
CARBONO
Prediction of CO2 + H2S Corrosion on Carbon Steel Pipelines
RESUMEN
La corrosión por CO2 y H2S se presenta en muchos campos de producción de gas
y crudo (1). Si se tiene un campo que produce crudo,agua, CO2 y/o H2S la
velocidad de corrosión depende de muchos factores incluyendo la concentración
de CO2 y/o H2S en la fase gaseosa, la presión y temperatura del sistema, la
presencia de sólidos, las propiedades de la escama producto de la corrosión, el
comportamiento de la fase y la velocidad de flujo, el régimen de flujo de dos
fases, el pH del medio, las características del material y lasconcentraciones de
los varios iones inorgánicos en el agua de la formación. La severidad de la
corrosión por CO2 y/o H2S en pozos y su impacto económico sobre la
producción de gas y petróleo ha motivado una amplia investigación teórica y
experimental (2,3). El modelo que se ha desarrollado permite predecir la
corrosión en las líneas de flujo de campos de producción.
PALABRAS CLAVES CO2/H2SCorrosión, Crudo, Agua, Corrosión, Difusión,
Modelo, Predicción

CARMELO FUENTES
Ingeniero Químico, Ph.D.
Profesor Auxiliar
Corporación para la Investigación de
la Corrosión (CIC)
carfuentes10@hotmail.com
carmelo.fuentes@gmail.com
cfuentes@corrosion.uis.edu.co
DARIO PEÑA
Ingeniero Metalúrgico, Ph.D.
Profesor Asociado
Universidad Industrial de Santander.
dyrueda@uis.edu.co

ABSTRACTCorrosion due to CO2 and H2S is present in many oil and gas fields. In an
oilfield producing water, oil, CO2 and/or H2S the corrosion velocity will
depend on many factors: CO2 and/or H2S concentrations, system pressure and
temperature, solids, scale properties, phases behaviour, flow velocity, flow
regime, water pH, pipe material and inorganic ions in water. CO2 and/or H2S
corrosion severityand its huge economical impact on oil and gas wells have
motivated a large scale theoretical and experimental research. This model
allows the prediction of corrosion due inorganic ions due to CO2 and H2S in oil
and gas fields.
KEYWORDS:
Predictionl

CO2/H2S Corrosion, Oil, Agua, Corrosion, Difusión,Mode,

1. INTRODUCCIÓN
Muchos campos de gas y petróleo presentan
corrosión por CO2 y/o H2Sdebido a la presencia de
cantidades variables de gas y agua. La presencia de CO2
y/o H2S se debe a la producción de gas dulce de altas
profundidades y al uso de técnicas de recuperación que
se basan en la inyección de gases que contienen CO2 y/o
H2S. El dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno se
disuelven en agua para formar ácidos débiles que son
corrosivos al acero al carbono deoleoductos y
gasoductos.
Si se tiene un pozo productor de agua, CO2 y/o
H2S la velocidad de corrosión depende de muchos
factores incluyendo la concentración de CO2 y/o H2S en
la fase gaseosa, la presión y temperatura del sistema, la
presencia de sólidos, las propiedades de la escama
producto de la corrosión, el comportamiento de la fase y
la velocidad de flujo, el régimen de flujo de dosfases, el
pH del medio, las características del material y las
Fecha de Recepción: Mayo 8 del 2007
Fecha de Aceptación: Agosto 25 del 2007

concentraciones de los varios iones inorgánicos en el
agua de la formación. La influencia de estos parámetros y
las interacciones entre ellos es un aspecto muy
importante en la investigación por corrosión de sistemas
de producción de gas y petróleo. Laseveridad de la
corrosión en pozos y su impacto económico sobre la
producción de gas y petróleo ha motivado una amplia
investigación teórica y experimental y observaciones de
campo en todo el mundo focalizadas en la corrosión por
CO2.y H2S. Una revisión detallada de los fenómenos
descritos se debe a Liu(1).
De las anteriores consideraciones se concluye
que la predicción de la corrosión por...