Imagen propia tomada desde mi sitio de trabajo.
Mi preocupación se debe a que las tuberías que se encuentran en mi sitio de trabajo manejan un flujo de gas de más de 500 libras de presión, alcanzando un máximo de hasta 1200 libras de presión.
Espero que esta investigación sea de gran ayuda, para aquellas personas que están estudiando o trabajan en una empresa, la cual tiene muchas tuberías en su ambiente laboral.
Tubería de alta presión
Los tipos más comunes de corrosión son por ácido sulfhídrico (H2S), por dióxido de carbono (CO2) y por oxígeno (O2).
Considero que un buen conocimiento de este tema en la industria petrolera puede generar ahorros económicos en todo el proceso de explotación de un campo, mantener la integridad de las instalaciones y la seguridad del personal, lo más importante.
La corrosión química ocurre en ambientes no electrolíticos, los cuales son principalmente gases. En la industria petrolera este tipo de corrosión ocurre por la presencia de las siguientes sustancias: Sulfuro de hidrógeno, polisulfuros y ácidos sulfhídricos (H2S): cuando se disuelven en agua son un ácido débil y por lo tanto son una fuente de iones de hidrógeno y son corrosivos; los efectos son mayores en pozos profundos debido a la reducción del pH por la presión. El sulfuro de hierro (FeS), forma una película que a bajas temperaturas puede actuar como una barrera contra la corrosión, pero a altas temperaturas ocurre todo lo contrario.
Dióxido de carbono (CO2): es un gas débilmente ácido que se vuelve corrosivo cuando se disuelve en agua. El producto de este tipo de corrosión es una película de siderita (FeCO3) que es un material no conductor. La turbulencia es a menudo el factor crítico en la producción o retención de este tipo de películas protectoras.
El dióxido de carbono también puede causar fragilidad y en consecuencia agrietamiento por corrosión bajo tensión.
Efectos biológicos: el efecto biológico más importante es la generación de H2S por bacterias reductoras de sulfato. Estas bacterias anaeróbicas metabolizan iones de sulfato y producen sulfuro de hidrógeno. Este tipo de corrosión afecta a las superficies metálicas o aleaciones expuestas al ambiente.
En estos escenarios, el ambiente actúa como electrolito y puede ser líquido, gas o un híbrido. Un ejemplo de corrosión general en la industria petrolera es la corrosión de tuberías (acidificadas) en presencia de ácido clorhídrico.
Muchos factores pueden convertir este tipo de corrosión en corrosión localizada, incluyendo la variación de capas superficiales de corrosión, materiales extraños, velocidad y metalurgia.
Por ejemplo, el rompimiento de la película de sulfuro de hierro que se genera en la superficie de la tubería en un ambiente con presencia de H2S puede provocar una corrosión localizada severa en dicho punto (como; picaduras o agujeros).
El H2S reacciona con el agua bajo ciertas condiciones de presión y temperatura, que generan la disociación de los átomos de hidrógeno. Una vez separado el hidrógeno a nivel atómico, este se introduce en el acero, iniciando su difusión a través del espesor del cuerpo del tubo. Esta difusión puede continuar si no existe algo que lo detenga; en el acero se encuentran incrustaciones no metálicas como el sulfuro de manganeso (MnS), silicato (SiO3)-2 o alúmina (Al2O3), por lo que el hidrógeno atómico se detiene y empieza a acumularse.
La acumulación de este hidrógeno molecular va aumentando la presión en los espacios intragranulares del acero, generando pequeñas fisuras. Las fisuras intragranulares se empiezan a propagar, uniéndose entre sí, dando lugar a fisuras escalonadas y finalmente la separación del acero por planos. Estabilización por pH es una técnica utilizada para controlar la corrosión por CO2 en tuberías que transportan gas húmedo o gas y condensado. Este método se basa en el incremento del pH de la fase acuosa y puede combinarse con un inhibidor. Un incremento en el pH reducirá la tasa de corrosión del acero y promoverá la formación de películas protectoras. El principal reto de este método es el riesgo de crecimiento de incrustaciones de carbonatos que puede ocurrir (principalmente) por la presencia de sal en el agua de formación. Debido a esto, el método de estabilización por pH es aplicable solo en sistemas con muy poca producción de agua de formación.
Puede utilizarse una estabilización de pH parcial o completo, al igual que el uso de un inhibidor (para controlar la formación de incrustaciones en caso de producción inesperada de agua de formación.
Inhibidor de corrosión
Entre los diferentes métodos que existen para combatir la corrosión en la industria petrolera, los inhibidores son uno de los más utilizados y económicos. Un inhibidor es un compuesto químico que cuando es añadido a un fluido o gas, disminuye la velocidad de corrosión de un metal o una aleación. Los inhibidores son una de las mejores maneras para reducir los problemas de corrosión y evitar la degradación del metal de las tuberías petroleras. La mayoría de los inhibidores de corrosión utilizados en la industria son mezclas químicas que contienen surfactantes, mejoradores de películas, demulsificadores, o secuestradores de oxígeno, además del resto del inhibidor. La mayoría de los inhibidores actuales tienen moléculas que contiene nitrógeno.
La selección del inhibidor debe tomar en cuenta aspectos como el ambiente en el que se usará (debe ser compatible), sus propiedades físicas y químicas (composición, viscosidad, concentración, densidad, etc.), su costo, que no afecte el proceso o las operaciones, entre otros factores.
En general, los inhibidores crean una capa protectora sobre la superficie del metal o facilitan su pasivación, impidiendo la interacción entre el metal y el ambiente; y por lo tanto las reacciones electroquímicas que provocan la corrosión. Además, todos los inhibidores son compuestos orgánicos o inorgánicos. La mayoría de ellos son efectivos sólo para un determinado tipo de metal o para determinado grupo de metales (a excepción de los cromatos, que neutraliza la mayoría de los metales.)
El control de H2S puede lograrse con secuestradores de sulfhídrico y/o biocidas. Sin embargo, estos químicos son costosos y pueden contaminar los fluidos producidos, por esta razón los nitratos (NO3) han sido utilizados como agentes para controlar el H2S en aplicaciones de campo.
El mecanismo de corrosión electroquímica es el más común en la industria petrolera, en especial, la corrosión por bacterias (MIC), la corrosión por picaduras (pitting) y el agrietamiento bajo tensión por sulfuro (SSC) son las más comunes en el fondo del pozo.
Las herramientas electromagnéticas son la mejor opción para medir la corrosión en el pozo.
La corrosión por H2S parece ser más común y perjudicial en comparación con la corrosión por CO2.
El proceso corrosivo en ambientes con H2S y CO2 es muy complejo. Es difícil concluir cuál es el factor que más influye en la velocidad de corrosión de las tuberías de revestimiento, sin embargo, las presiones parciales (que son función de la concentración de cada uno de los gases) parece ser el más determinante.
El acero al carbono es la tubería preferida en la industria para ser utilizada en el pozo bajo ambientes con presencia de H2S y/o CO2, seguida de los aceros inoxidables y las CRA´s. La selección de tuberías está basada prácticamente en las presiones parciales.
Los inhibidores son la mejor manera de combatir la corrosión pero, la compresión del proceso corrosivo y su identificación previa a la perforación es la mejor manera de prevenirla.
ENGLISH
Hello friends, HIVE readers, today I want to share with you an investigation work that I carried out to inform myself about the possible causes of the state of corrosion of some pipes in the oil industry in Venezuela, which has caused pipe ruptures and in some cases spills. both oil and condensate, and some gas leaks, in so mentioned industry.
As a worker in the oil industry, my concern is greater, since I am exposed to the risk of a possible accident, because for more than two years the companies in charge of supplying the anticorrosive to the pipes, stopped providing the service to PDVSA .
My concern is that the pipes at my job site handle a gas flow of more than 500 pounds of pressure, peaking at up to 1200 pounds of pressure.
I hope that this research will be of great help to those people who are studying or working in a company, which has many pipes in its work environment.
The corrosion present in the pipes is the main cause of some of these gas leaks or oil spills in the Venezuelan oil industry, since corrosion has been present in the pipes due to lack of maintenance.
Corrosion is a natural process to which all human activity is subjected, a natural tendency for materials to return to their more stable thermodynamic state. This phenomenon is present in all the processes of the oil industry, from drilling to the distribution of hydrocarbons on the surface, which makes its prevention and constant checking essential at all stages of exploitation of the deposits. It is estimated that this problem generates costs in the order of millions of dollars per year for the oil industry.
The most common types of corrosion are hydrogen sulfide (H2S), carbon dioxide (CO2), and oxygen (O2).
I believe that a good knowledge of this subject in the oil industry can generate economic savings in the entire process of exploitation of a field, maintaining the integrity of the facilities and the safety of the personnel, the most important thing.
Chemical corrosion occurs in non-electrolytic environments, which are primarily gases. In the oil industry this type of corrosion occurs due to the presence of the following substances: Hydrogen sulfide, polysulfides and hydrogen sulfide (H2S): when dissolved in water they are a weak acid and therefore are a source of hydrogen ions and they are corrosive; the effects are greater in deep wells due to the reduction in pH by pressure. Iron sulfide (FeS) forms a film that at low temperatures can act as a barrier against corrosion, but at high temperatures the opposite occurs.
Carbon dioxide (CO2): is a weakly acid gas that becomes corrosive when dissolved in water. The product of this type of corrosion is a film of siderite (FeCO3) which is a non-conductive material. Turbulence is often the critical factor in the production or retention of these types of protective films.
Carbon dioxide can also cause brittleness and consequently stress corrosion cracking.
Biological effects: the most important biological effect is the generation of H2S by sulfate reducing bacteria. These anaerobic bacteria metabolize sulfate ions and produce hydrogen sulfide. This type of corrosion affects metal or alloy surfaces exposed to the environment.
In these scenarios, the environment acts as an electrolyte and can be liquid, gas, or a hybrid. An example of general corrosion in the oil industry is the corrosion of pipes (acidified) in the presence of hydrochloric acid.
Many factors can convert this type of corrosion to localized corrosion, including variation in surface layers of corrosion, foreign materials, velocity, and metallurgy.
For example, the breakdown of the iron sulfide film that is generated on the surface of the pipe in an environment with the presence of H2S can cause severe localized corrosion at that point (such as; pits or holes).
H2S reacts with water under certain conditions of pressure and temperature, which cause the dissociation of hydrogen atoms. Once the hydrogen is separated at the atomic level, it is introduced into the steel, initiating its diffusion through the thickness of the tube body. This diffusion can continue if there is nothing to stop it; Non-metallic scale such as manganese sulfide (MnS), silicate (SiO3) -2 or alumina (Al2O3) are found in steel, so atomic hydrogen stops and starts to accumulate.
The accumulation of this molecular hydrogen increases the pressure in the intragranular spaces of the steel, generating small cracks. The intragranular cracks begin to propagate, joining each other, giving rise to staggered cracks and finally the separation of the steel by planes. PH stabilization is a technique used to control CO2 corrosion in pipelines carrying wet gas or gas and condensate. This method is based on increasing the pH of the aqueous phase and can be combined with an inhibitor. An increase in pH will reduce the corrosion rate of the steel and promote the formation of protective films. The main challenge of this method is the risk of carbonate scale growth that can occur (mainly) due to the presence of salt in the formation water. Because of this, the pH stabilization method is applicable only in systems with very little production of formation water.
Partial or complete pH stabilization can be used, as can the use of an inhibitor (to control scale formation in the event of unexpected production of formation water.
Corrosion inhibitor
Among the different methods that exist to combat corrosion in the oil industry, inhibitors are one of the most widely used and economical. An inhibitor is a chemical compound that when added to a fluid or gas slows the rate of corrosion of a metal or an alloy. Inhibitors are one of the best ways to reduce corrosion problems and prevent metal degradation in oil pipelines. Most of the corrosion inhibitors used in industry are chemical mixtures that contain surfactants, film improvers, demulsifiers, or oxygen scavengers, in addition to the rest of the inhibitor. Most of today's inhibitors have nitrogen-containing molecules.
The selection of the inhibitor must take into account aspects such as the environment in which it will be used (it must be compatible), its physical and chemical properties (composition, viscosity, concentration, density, etc.), its cost, that does not affect the process or operations, among other factors.
In general, inhibitors create a protective layer on the metal surface or facilitate its passivation, preventing interaction between the metal and the environment; and therefore the electrochemical reactions that cause corrosion. Furthermore, all inhibitors are organic or inorganic compounds. Most of them are effective only for a certain type of metal or for a certain group of metals (except for chromates, which neutralize most metals.)
H2S control can be achieved with hydrogen sulfide scavengers and /or biocides. However, these chemicals are expensive and can contaminate the fluids produced, for this reason nitrates (NO3) have been used as agents to control H2S in field applications.
The electrochemical corrosion mechanism is the most common in the oil industry, especially bacterial corrosion (MIC), pitting corrosion (pitting) and sulfide stress cracking (SSC) are the most common in the bottom of the water well.
Electromagnetic tools are the best option for measuring corrosion in the well.
H2S corrosion appears to be more common and damaging compared to CO2 corrosion.
The corrosive process in H2S and CO2 environments is very complex. It is difficult to conclude which is the factor that most influences the corrosion rate of the casing pipes, however, the partial pressures (which are a function of the concentration of each of the gases) seem to be the most determining factor.
Carbon steel is the preferred pipe in the industry to be used in the well under environments with the presence of H2S and / or CO2, followed by stainless steels and CRAs. Pipe selection is practically based on partial pressures.
Inhibitors are the best way to combat corrosion, but understanding the corrosive process and identifying it prior to drilling is the best way to prevent it.