REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA

FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO

PROGRAMA DE POSTGRADO EN CORROSIÓN

SELECCIÓN DE INHIBIDORES DE CORROSIÓN PARA APLICACIONES EN FONDO DE POZOS CON LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de

MAGÍSTER SCIENTIARUM EN CORROSIÓN

Autor: ALBINO ALEJANDRO GONCALVES REIS

Tutor : Miguel Antonio Sánchez Gómez

Co-tutor : Valentina Millano González

Maracaibo, Junio de 2008

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APROBACIÓN Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado “SELECCIÓN DE INHIBIDORES DE CORROSIÓN PARA APLICACIONES EN FONDO DE POZOS CON LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE”, que el Ingeniero Albino Alejandro Goncalves Reis, Cédula de Identidad V-14.351.956, presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería, en cumplimiento del Artículo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de

MAGÍSTER SCIENTIARUM EN CORROSIÓN Coordinador del Jurado

Miguel Sánchez Gómez C.I. 3.195.116

Oladis de Rincón C.I. 2.738.285

Matilde de Romero C.I. 4.755.648

Gisela Páez

Directora de la División de Postgrado

Maracaibo, Junio de 2008

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GONCALVES REIS, ALBINO ALEJANDRO. Selección de Inhibidores de Corrosión para Aplicaciones en Fondo de Pozos con Levantamiento Artificial por Bombeo Electrosumergible. Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 165 p. 2008.

RESUMEN

La evaluación de corrosividad en pozos petroleros es un proceso complejo debido a la presencia de emulsiones, que provocan ensuciamiento en probetas o testigos instalados para cuantificar la velocidad de corrosión. Mediante un equipo piloto separador de crudo, instalado en cabezal de pozo, se logra romper la emulsión de crudo en agua y por ende estimar con mayor precisión las velocidades de corrosión reales, pudiéndose mejorar la evaluación de la eficiencia en los tratamientos químicos diseñados para el control de corrosión interna con la técnica de resistencia a la polarización (Rp). Este trabajo tiene como objetivo principal evaluar en campo la eficiencia de cuatro inhibidores de corrosión fílmicos a base de sales de imidazolina y compuestos de amonio cuaternario utilizados en fondo de pozo con sistema de levantamiento artificial por bombeo electrosumergible, altamente afectado por problemas de formación de emulsiones, mediante las técnicas de Rp, Contaje de Hierro y Residual de Producto, herramientas de evaluación convencional validadas en laboratorio mediante el uso de técnicas de Rp en: Autoclave Estático (AE), Celda ASTM y Probeta de Impacto por Chorro de Agua (PICA), Espectroscopia de Impedancia Electroquímica (EIE) y Voltametría Cíclica (VC). De este modo se establece una correlación en campo entre valores de velocidad de corrosión y valores de residual de inhibidor, el cual se determina mediante la valoración de tres métodos de extracción colorimétricos en laboratorio. En AE y EIE el inhibidor D fue más eficiente, en PICA y pruebas de campo resultaron aptos los inhibidores A, C y D. El resultado de EIE revelo efecto capacitivo de los inhibidores y su eficiencia correlacionada con resultados de Rp y de campo. Los resultados de las pruebas de laboratorio se correlacionan a los resultados obtenidos en campo, lo que valida la metodología para rápida evaluación en pozo de inhibidores fílmicos.

Palabras Clave: Emulsiones de crudo, equipo piloto separador de crudo, inhibidor de corrosión fílmico, resistencia a la polarización, contaje de hierro, residual de inhibidor. e-mail del Autor: albinoa.goncalvesr@gmail.com

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GONCALVES REIS, ALBINO ALEJANDRO. Corrosion Inhibitor Selection for Downhole Applications with artificial Electrosubmersible Pump lifts systems. Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 165 p. 2008.

ABSTRACT

The corrosiveness evaluation in wells is a complex practice in the presence of oil in water emulsions and other insoluble solids which interferes with probes or other devices readings, installed in place to measure corrosion rates. Using an oil separator unit connected into a wellhead, the oil in water emulsion is reduced improving the water quality conditions for a chemical treatment evaluation for corrosion control using polarization resistance probes (PR). The aim of this work is to evaluate the field performance of four organic corrosion inhibitors based on imidazoline salts and quaternary ammonium compounds continuously injected downhole to an artificial electrosubmersible pump lift system. Using PR, Iron Counts and Corrosion Inhibitor Residual values as a known field conventional tools posterior validated in laboratory using PR technique in: Static Autoclave (SA), Jet Impingement (JI) and Low pressure ASTM Cell, this last one test was carried out using Electrochemical Impedance Spectroscopy (EIS) and Cyclic Voltammetry (CV) techniques too. The setting up of a field’s correlation between inhibitor residual values and corrosion rates is completed using three colorimetric extraction methods. The SA and EIS results give the Inhibitor D best in class results, JI and field tests sort out the inhibitors: A, C and D as the best performance results. EIS characterizes a capacitive effect of the inhibitors and their efficiency correlated with PR laboratory and field results.

Key Words: Oil in water emulsions, Oil Separator Unit, polarization resistance, organic corrosion inhibitor, polarization resistance, corrosion inhibitor residual, Static Autoclave, Electrochemical Impedance Spectroscopy, Jet Impingement, Cyclic Voltametry.

Author’s e-mail: albinoa.goncalvesr@gmail.com

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DEDICATORIA

A ti madre:

Por que siempre estas allí en todo momento para darme un consejo

no importa la distancia ni la hora del día, siempre escuchaste mis problemas

Te quiero mucho

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AGRADECIMIENTOS

A Dios, por permitirme alcanzar esta meta, por haberme orientado siempre y poder siempre

ayudarme a culminar con éxito este trabajo tan importante para mi desarrollo profesional.

A Champion Tecnologías C.A. específicamente a la Sra. Marisol González, que siempre me

apoyo en este proyecto, a Luis Rodríguez por ser un excelente guía y excelente asesor

profesional facilitando mucho el trabajo en campo y al Sr. Paul Bailey por sus consejos técnicos

y preocupación sobre el proyecto y en general al equipo técnico de la empresa en Oriente.

Al Centro de Estudios de Corrosión, específicamente a las profesoras Matilde de Romero y

Oladis T. de Rincón, por haberme aportado las facilidades de usar las instalaciones de los

laboratorios y por otro lado a que gracias al aporte de sus conocimientos fue que me motive a

iniciar esta etapa de mi vida profesional.

A mi tutor, Prof. Miguel Sánchez, el guía en el desarrollo de esta investigación y por todo su

apoyo y colaboración para lograr este trabajo.

A mi co-tutora Valentina Millano, por ayudarme siempre en los momentos críticos y por los

muchos consejos aportados.

A Junire Parra y Lewis Godoy, muy buenos amigos, que estuvieron siempre a mi lado

desarrollando la parte experimental de pruebas estáticas en laboratorio de esta investigación.

A mis padres, que siempre me apoyaron “en todos los sentidos” para culminar este proyecto.

A mi novia, Ana Teresa, que siempre me escucho en momentos de tensión y siempre supo

darme un buen consejo.

A mi familia, quienes siempre me apoyaron y me alentaron a seguir adelante.

Finalmente, y no por ser los menos importantes, a mis compañeros y amigos de la maestría de

corrosión, que siempre estuvieron pendientes del desarrollo de la tesis.

¡Muchas gracias a todos!

Albino Alejandro Goncalves Reis

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TABLA DE CONTENIDO

RESUMEN 3

ABSTRACT 4

DEDICATORIA 5

AGRADECIMIENTOS 6

TABLA DE CONTENIDOS 7

LISTA DE FIGURAS 10 LISTA DE TABLAS 14

INTRODUCCIÓN 17

CAPÍTULO I 17

MARCO TEÓRICO 20

Producción Petrolera 20 Clasificación del Petróleo. 21 Factores que influyen en la productividad de los pozos. 22 Métodos de extracción artificial en pozos 23 El Bombeo Electrosumergible 24 Inconvenientes del uso de Equipos BES 27

Corrosión en la Industria Petrolera 29 Corrosión por Dióxido de Carbono (CO2). 30 Mecanismo de la Corrosión por CO2. 31 Tipos de daños por corrosión por CO2. 32 Factores claves que influencian la Corrosión por CO2. 34

Parámetros Ambientales. 35 Parámetros Físicos. 38 Parámetros Metalúrgicos. 40

Elementos Aleantes. 41 Películas Superficiales. Productos de Corrosión. 42 Formación de la Película. 43 Control de Corrosión por CO2. 45 Inhibidores de Corrosión 46 Clasificación de los Inhibidores de Corrosión 47 Inhibidores de Corrosión utilizados en la Industria Petrolera. 49 Costos de Corrosión y Estudio de Estrategias de Prevención. 51

Técnicas Electroquímicas utilizadas para la estimación de las velocidades de corrosión 52 Técnicas de Polarización de Corriente Directa. 53

Técnica de Resistencia a la Polarización (Rp) 54

8

Técnicas Voltamétricas: 56 Espectroscopía de Impedancia Electroquímica (EIE). 64

CAPÍTULO II 72

MARCO METODOLÓGICO 72

Caracterización del Material 72

Inhibidores de Corrosión Evaluados 73 Inhibidor de Corrosión A 73 Inhibidor de Corrosión B 74 Inhibidores de Corrosión C y D 74

Evaluación en laboratorio con equipos a alta presión y alta temperatura. 75

Materiales, equipos y reactivos empleados para la realización de los ensayos electroquímicos. 76

Condiciones de la Evaluación en Autoclave Estático. 76

Condiciones de la la Prueba de Impacto por Chorro de Agua (PICA) 77 Evaluación de la Velocidad de Corrosión en AE y PICA 78

Evaluación en campo. 78 Materiales y Reactivos utilizados. 82

Evaluación en laboratorio bajo condición estática a alta temperatura y presión ambiente. 82 Materiales, equipos y reactivos empleados para la realización de los ensayos electroquímicos 84

CAPITULO III 86

RESULTADOS Y DISCUSION 86

Evaluación en laboratorio a alta temperatura y presión, en condición estática y dinámica, del acero al carbono AISI 1018 en salmuera sintética de pozo saturada con CO2. 86

Evaluación mediante el uso de Autoclave Estático 86 Evaluación mediante el uso de Probeta de Impacto por Chorro de Agua (PICA) 89

Evaluación en Campo. 90 Evaluación mediante el uso de probetas de Resistencia a la Polarización en cabezal de pozo. 90

Blanco del Sistema (sin inhibidor). 92 Evaluación de la aplicación del Inhibidor de Corrosión A. 95 Evaluación de la aplicación del Inhibidor de Corrosión B. 97 Evaluación de la aplicación del Inhibidor de Corrosión C. 100 Evaluación de la aplicación del Inhibidor de Corrosión D. 101

Evaluación mediante la determinación de concentración residual de producto en el agua asociada a la producción. 103 Evaluación mediante el uso de la técnica de contaje de hierro. 106

9

Evaluación en laboratorio a 90°C, presión atmosférica y condición estática, del Acero al Carbono API 5L X42 en salmuera de pozo saturada con CO2. 107

Evaluación mediante la técnica de Polarización Lineal 107 Sistema sin Inhibidores 107 Sistema con Inhibidores 108

Evaluación mediante la técnica de Espectroscopia de Impedancia Electroquímica (EIE). 110 Evaluación mediante la técnica de Voltametría Cíclica 114

CONCLUSIONES 119

RECOMENDACIONES 121

BIBLIOGRAFIA 122

APENDICE 1 126

APÉNDICE 2 131

Salmuera Sintética: 131 Procedimiento Experimental Autoclave: 133 Procedimiento Experimental Chorro de Choque: 134 Cálculos de Concentración de Inhibidor en pruebas de laboratorio. 136 Cálculos de Concentración de Inhibidor en pruebas de campo. 137 Procedimiento de Instalación de Probeta de Resistencia a la Polarización (Rp) 138 Procedimiento de Toma de Muestras en pozo 140 Procedimiento de operación equipo separador piloto de crudo para evaluación de productos inhibidores de corrosión. 142 Métodos de Extracción Colorimétricos para Determinación de Residual de Inhibidor de Corrosión 143 Método A. Formación del complejo con indicador Púrpura de Bromocresol 143 Método B. Formación del complejo con indicador Azúl de Bromofenol: 144 Método C. Formación del complejo con indicador Anaranjado (Naranja) de Metilo: 144 Método de Determinación de Hierro Total 145 Procedimiento de preparación del electrodo de trabajo en pruebas de laboratorio a condición estática, 90 °C y Presión Ambiente. 145 Procedimiento Experimental para Evaluación de Inhibidores de Corrosión mediante pruebas en laboratorio a presión ambiente, 90°C y condición estática. 146

APENDICE 3 148 Pruebas de Autoclave Estático 148

APENDICE 4 152

Evaluaciones en Campo 152

APÉNDICE 5 159

Evaluaciones mediante la Técnica de Resistencia a la Polarización bajo condiciones estáticas, 90 °C y presión ambiente. 159

10

LISTA DE FIGURAS

\

Figura Página

1. Esquema de un pozo petrolero. 20 2. Distribución de los componentes del Equipo BES. 26 3. Equipo BES. 27 4. Ejemplo de Ataque Mesa en superficie interna de oleoducto. 33 5. Parámetros que Influencian la Corrosión por CO2. 35 6. Efecto de la Concentración de H2S en la Corrosión por CO2. 38 7. Corrosividad relativa del Agua vs. pH y Velocidad. 41 8. Efecto de diferentes Elementos Microaleantes en la Velocidad de Corrosión. 42 9. Efecto del contenido de cromo en la Velocidad de Corrosión. 43 10. Diferentes Morfologías observadas de los Productos de Corrosión Protectores y no Protectores. 45 11. Curva de Resistencia a la Polarización. 56 12.1 Potencial aplicado en función del tiempo. 57 12.2 Respuesta electroquímica. 57 12.3 Familia de voltagramas obtenidos al aumentar la velocidad de barrido. 59 12.4. Familia de voltagramas obtenidos al disminuir la velocidad de barrido. 60 12.5 Potencial triangular aplicado en función del tiempo. 60 12.6 Voltagrama obtenido por la señal aplicada en la 12.5. 61 12.7 Voltagrama Cíclico. 62 12.8a. Sistema reversible 62 12.8b. Sistema cuasi-reversible. 62 12.9. Voltamograma cíclico característico de la deposición de un metal donde se exhibe un sobrepotencial de nucleación. 64 13. Circuito equivalente simple propuesto por Randles utilizado para determinar la resistencia a la transferencia de carga utilizando la técnica de EIE. 65 14. Diagrama de Nyquist para el circuito equivalente de Randles. 66

11

15. Diagrama de Bode para el circuito equivalente de Randles (Una sola constante de tiempo). 66 16. Modelo de circuito equivalente con control mixto difusional. 67 17. Diagramas de Nyquist y Bode para el circuito equivalente con el elemento Warburg (W): A) Nyquist para un sistema netamente difusional; B) Nyquist para un sistema con control mixto (activación-difusión); C) Bode para sistemas difusionales; D) Bode para sistemas con control mixto. 68 18. Fotografías equipo de Autoclave Estático (izquierda y centro) y Probeta de Impacto por Chorro de Agua (derecha). 75 19. Fotografías de los accesorios y conexiones necesarios para operación del Equipo Autoclave Estático. 78 20. Detalle de equipo separador piloto instalado en cabezal de pozo. 80 21. Esquema de conexiones en cabezal de pozo durante evaluaciones en campo. 80 22. Conexiones habilitadas en el Equipo Piloto Separador. Detalle de válvulas para muestreo de fluido. 81 23. Detalle de trampa de crudo, conexión para probeta Rp y válvula para toma de muestras. 81 24. Accesorios instalados en Equipo Piloto Separador de Crudo utilizado en evaluaciones de campo. 81 25. Celda Electroquímica empleada para estimar las velocidades de corrosión mediante técnicas electroquímicas. 84 26. Montaje Experimental de la celda. A: Conexiones al potenciostato. B: Detalle manguera para burbujeo de CO2. C: Detalle electrodo de trabajo (API 5L X42) frente a contraelectro (barra de grafito) y electrodo de referencia (ECS). 85 27. Prueba de Autoclave Estático con salmuera sintética saturada en CO2 a 121°C, 200 psi. Para el blanco y con la adición de cada inhibidor a una concentración de 15 ppm. 88 28. Velocidades de corrosión obtenidas en PICA con acero al carbono en salmuera sintética saturada en CO2, 121°C, 200 psi de esfuerzo cortante y concentración de inhibidores 25 ppm.91 29. Velocidades de corrosión registradas usando probetas de RP sin tratamiento químico para control de corrosión en cabezal de pozo. 94 30. Detalle de Probetas luego de exposición. Izquierda: Ensuciamiento de la probeta Rp al minuto 16 de exposición. Derecha: Apariencia de la probeta Rp al minuto 13 de exposición. 94 31. Velocidades de Corrosión registradas usando Rp con el inhibidor A a 15 ppm. 96 32 Velocidades de Corrosión registradas usando Rp con el inhibidor A a 25 ppm. 97 33. Velocidades de Corrosión registradas usando Rp con el Inhibidor B a 15 ppm. 98

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34. Velocidades de Corrosión registradas usando Rp con el Inhibidor B a 25 ppm. 98 35. Detalle de los electrodos AISI 1028 de la probeta Rp al finalizar la corrida en campo. 99 36. Velocidades de Corrosión registradas usando la técnica Rp sin con Inhibidor C a una concentración de 15 ppm. 100 37. Velocidades de Corrosión registradas usando la técnica Rp sin con Inhibidor D a una concentración de 15 ppm. 102 38. Velocidades de Corrosión registradas usando la técnica Rp sin con Inhibidor D a una concentración de 25 ppm. 102 39. Resultados de la Técnica Rp del acero al carbono API 5L X42 en agua de pozo saturada con CO2 a presión ambiente, 90°C y condición estática. Se muestran las curvas sin inhibidor y con la adición de inhibidores a 15 ppm. 109 40a. Diagrama de Nyquist de los Espectros de Impedancia resultantes del acero al carbono en agua de pozo, saturada con CO2 a 90°C, presión ambiente y condición estática donde se muestran todos los inhibidores evaluados y el blanco del sistema. 111 40b. Diagramas de Bode de Espectros de Impedancia resultantes del acero al carbono en agua de pozo, saturada con CO2 a 90°C, presión ambiente y condición estática, donde se muestran todos los inhibidores evaluados y el blanco del sistema. 112 41a. Voltagrama Cíclico del sistema de agua de pozo saturada en CO2 a 90°C, presión ambiente, condición estática del acero al carbono API 5L X42. 114 41b. Voltagrama Cíclico del sistema de agua de pozo saturada en CO2 a 90°C (blanco), presión ambiente, condición estática del acero al carbono API 5L X42. Rango desde -1.400 mV a -900mV vs. Ag/Agul 115 42. Voltagramas Cíclicos del sistema de agua de pozo saturada en CO2 a 90°C con acero al carbono API 5L con aplicación de inhibidores a una concentración de 15 ppm comparando con el blanco. 116 43. Voltagramas Cíclicos del sistema de agua de pozo saturada en CO2 a 90°C, presión ambiente y condición estática con Velocidad de Barrido de 200mV/s, con electrodo de trabajo de platino. 117 44. Voltagramas Cíclicos del sistema de agua de pozo saturada en CO2 a 90°C, presión ambiente y condición estática con Velocidad de Barrido de 200mV/s, con aplicación de inhibidores comparando con el blanco (electrodo de platino). 118 A1-1. Curva de eficiencia de una BES. 126 A1-2. Fotografías de Sobrecalentamiento por operabilidad fuera de rango creando serios daños en equipo BES que inducen a paradas de producción. 127 A1-3. Fotografías de Incrustaciones de Carbonato de Calcio (CaCO3) en partes de una BES. 127

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A1-4. Fotografías de Problemas de Corrosión Típicos en etapas de una BES. Se resaltan detalles en color rojo de ataques de corrosión-erosión por manejo de sólidos. 128 A1-5. Fotografías del historial de fallas reportadas en la tubería de cabezal (línea de superficie) del pozo seleccionado para este estudio. 129 130 A1-6. Componentes típicos de Inhibidores de Corrosión. [6] 130 A2-1. Hoja de Cálculo para preparación de la Salmuera Sintética usada en pruebas de acero al carbono en Autoclave Estático y Chorro de Choque. 132 A2-1. Dimensiones equipo retráctil usado durante las pruebas de campo. 139 A2-2. Equipo retráctil instalado a la salida del Separador Piloto de Crudo. 139 A2-3. Electrodos de acero API 5L X42 utilizados en las pruebas electroquímicas de determinación de velocidad de corrosión. 146 A3-1. Resultado Autoclave Estático durante la 10 primeras horas del ensayo. 148 A3-2. Resultado Autoclave Estático desde la hora 11 hasta la hora 14. 149 A3-3. Resultado Autoclave Estático desde la hora 14 hasta la hora 24. 149 A3-4. Resultado Autoclave Estático desde la hora 24 hasta la hora 48. 150 A5-1. Resultado de aplicación de la Técnica de Resistencia a la Polarización del agua de pozo sin inhibidor. 160 A5-2. Resultado de aplicación de la Técnica de Resistencia a la Polarización del agua de pozo sin inhibidor. 161 A5-3. Resultado de aplicación de la Técnica de Resistencia a la Polarización del agua de pozo con Inhibidor A. 161 A5-4. Resultado de aplicación de la Técnica de Resistencia a la Polarización del agua de pozo con Inhibidor A. 162 A5-6. Resultado de aplicación de la Técnica de Resistencia a la Polarización del agua de pozo con Inhibidor B. 163 A5-7. Resultado de aplicación de la Técnica de Resistencia a la Polarización del agua de pozo con Inhibidor C. 163 A5-8. Resultado de aplicación de la Técnica de Resistencia a la Polarización del agua de pozo con Inhibidor C. 164 A5-10. Resultado de aplicación de la Técnica de Resistencia a la Polarización del agua de pozo con Inhibidor D. 165

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LISTA DE TABLAS

Tabla Página

1. Gravedad del Crudo según Instituto Americano del Petróleo (API). 22 2. Mecanismos de Disolución Anódica del Hierro en medios con CO2. 32 3. Características de los Productos de Corrosión. 44 4. Composición química del acero al carbono API 5L X42 utilizado en la investigación. 73 5. Propiedades Físicas y Químicas de los Inhibidores Evaluados. 74 6. Composición Fisicoquímica del agua del pozo seleccionado. 76 7. Equipos y Reactivos empleados en la evaluación por Autoclave y PICA. 77 8. Materiales requeridos para la evaluación por Autoclave y PICA. 77 9. Materiales y Equipos empleados para la Preparación del Medio de Evaluación. 82 10. Equipos y Reactivos empleados en la evaluación electroquímica de la velocidad de corrosión del acero al carbono API 5L X42 en agua de pozo. 84 11. Materiales requeridos para la evaluación electroquímica de la velocidad de corrosión del acero al carbono API 5L X42 en agua de pozo. 85 12. Valores de velocidad de corrosión y eficiencia de los inhibidores a 15 ppm en AE. 89 13. Velocidad de Corrosión y eficiencia de inhibidores usando PICA. 91 14. Condiciones de Operación promedio del pozo durante las evaluaciones en Campo. 93 15. Resultados obtenidos del Sistema sin Inhibidor de Corrosión. 94 16. Condiciones de operación del pozo en cabezal durante la prueba del Inhibidor A. 95 17. Resultados obtenidos con la aplicación del Inhibidor A. 96 18. Condiciones de la prueba en pozo usando el Inhibidor de Corrosión B 97 19. Resultados obtenidos con la aplicación del Inhibidor B 99 20. Condiciones de la prueba en pozo usando el Inhibidor de Corrosión C 100 21. Resultados obtenidos con la aplicación del Inhibidor C 101 22. Condiciones de la prueba en pozo usando el Inhibidor de Corrosión D 101

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23. Resultados obtenidos con el Inhibidor D. 103 24. Resultados de residual de producto inhibidor de corrosión. 104 25. Composición de los inhibidores por compuesto químico detectable por los métodos colorimétricos evaluados. 104 26. Resultados Velocidad de Corrosión por contaje de Hierro. 107 27. Resultados de Velocidad de Corrosión del sistema sin Inhibidor. 108 28. Resultados de Velocidad de Corrosión del acero al carbono en agua de pozo saturada en CO2 a 90°C y Presión ambiente con inhibidores de corrosión. 109 29. Validación empleando circuitos eléctricos equivalentes. 113 30. Valores de Potencial de Corrosión de los electrodos de acero al carbono con VC. 115 A1.1 Composiciones de Aceros al Carbono para aplicaciones industriales. 130 A2-1. Valores de Inhibidor a dosificar en muestras de agua para ensayos de laboratorio. 136 A2-2. Valores de Inhibidor a dosificar en muestras de agua para ensayos de laboratorio en Autoclave y Chorro de Choque. 136 A2-3. Valores de Inhibidor a dosificar en Campo. 137 A3-1. Análisis de los Resultados por Periodos en Autoclave Estático. 150 A4-1. Condiciones de Operación del pozo durante las evaluaciones en Campo. 152 A4-2. Lecturas de Velocidad de Corrosión usando probeta Rp a la salida del equipo separador piloto, instalado en cabezal de pozo durante las evaluaciones en Campo. Condición sin inhibidor. 152 A4-3. Condiciones de Operación del pozo durante la evaluaciones del Inhibidor A en Campo. 153 A4-4a. Lecturas de Velocidad de Corrosión usando probeta Rp a la salida del equipo separador piloto, instalado en cabezal de pozo durante las evaluaciones en Campo. Condición “Inhibidor A” a 15ppm. 153 A4-4b. Lecturas de Velocidad de Corrosión usando probeta Rp a la salida del equipo separador piloto, instalado en cabezal de pozo durante las evaluaciones en Campo. Condición “Inhibidor A” a 25ppm. 154 A4-5. Condiciones de Operación del pozo durante las evaluaciones del Inhibidor B en Campo. 154 A4-6a. Lecturas de Velocidad de Corrosión usando probeta Rp a la salida del equipo separador piloto, instalado en cabezal de pozo durante las evaluaciones en Campo. Condición “Inhibidor B” a 15ppm. 155

16

A4-6b. Lecturas de Velocidad de Corrosión usando probeta Rp a la salida del equipo separador piloto, instalado en cabezal de pozo durante las evaluaciones en Campo. Condición “Inhibidor B” a 25ppm. 155 A4-7. Condiciones de Operación del pozo durante las evaluaciones del Inhibidor C en Campo. 156 A4-8. Lecturas de Velocidad de Corrosión usando probeta Rp a la salida del equipo separador piloto, instalado en cabezal de pozo durante las evaluaciones en Campo. Condición “Inhibidor C” a 15ppm. 156 A4-9. Condiciones de Operación del pozo durante las evaluaciones del Inhibidor D en Campo. 157 A4-10a. Lecturas de Velocidad de Corrosión usando probeta Rp a la salida del equipo separador piloto, instalado en cabezal de pozo durante las evaluaciones en Campo. Condición “Inhibidor D” a 15ppm. 157 A4-10b. Lecturas de Velocidad de Corrosión usando probeta Rp a la salida del equipo separador piloto, instalado en cabezal de pozo durante las evaluaciones en Campo. Condición “Inhibidor D” a 25ppm. 158

17

INTRODUCCIÓN

La industria petrolera es el motor principal de la economía venezolana. El mantener

condiciones de operación eficientes para cumplir con un mejor aprovechamiento de la

producción depende del manteniendo adecuado de equipos y de la seguridad durante la

operación. Para mantener las condiciones de seguridad se debe considerar que la corrosión es

uno de los principales causantes de enormes pérdidas, no sólo materiales sino también, en

algunos casos, de vidas humanas como consecuencia de fallas y fugas en equipos y tuberías.

La corrosión interna por acción del dióxido de carbono (CO2) es una de las causas principales

de las fallas en las líneas de flujo. Por lo tanto, es de vital importancia la búsqueda continua de

métodos de control de corrosión efectivos, que permitan un manejo adecuado de la integridad

de los diferentes sistemas.

Los métodos de control de corrosión más utilizados son el diseño y la selección de

materiales, revestimientos, la inyección de inhibidores y la protección catódica. En las líneas de

transporte de gas natural con CO2 y H2S el método más adecuado para el control de corrosión

es la aplicación de inhibidores, buscando incrementar la vida útil de las instalaciones y equipos.

Sin embargo, dado el costo de los productos, es de vital importancia optimizar su selección,

dosificación y eficiencia. Actualmente, son numerosos los tipos de inhibidores de corrosión

disponibles comercialmente, por lo cual el uso de determinado inhibidor debe justificarse con

base en ensayos de laboratorio que simulen las condiciones de operación en campo. En

muchos casos es indispensable la implementación de diversos métodos de control de corrosión

en conjunto a la selección de un apropiado programa de tratamiento químico.

Los costos asociados a corrosión en la industria han sido estimados en un gran número de

reportes desde los últimos años. En USA[1] los costos directos de corrosión se estimaron

alrededor de 276 billones de dólares (USD), lo cual representa el 3,1% del gasto domestico

público (indicador equivalente al Producto Interno Bruto [PIB] en Venezuela). Estos son sólo

costos directos. Los costos asociados a la seguridad y daño a la propiedad, si se consideran,

pueden llevar a un valor mucho más alto. A pesar del hecho de que estos costos no pueden ser

completamente eliminados, pueden ser reducidos por el uso de apropiados métodos de control

y prevención de la corrosión. De tal manera que es importante, como parte de la estrategia, la

selección e implementación de programas de control de corrosión y técnicas de monitoreo.[2]

Los pozos estudiados en esta investigación se caracterizan por operar a altas presiones y

temperaturas, presentar gases disueltos como CO2 y Sulfuro de Hidrógeno (H2S), con una

relación CO2/H2S dulce, favoreciendo el patrón de corrosión por acido carbónico; todo esto

18

sumado a un alto porcentaje de agua asociada a la producción de petróleo (valores promedio

de cortes de agua de 95%). Por otro lado estos campos usan sistemas de levantamiento

artificial por bombeo electrosumergible, generando altas velocidades de flujo y presencia de

sólidos en todo el sistema, incrementando aun más las velocidades de corrosión producto de

procesos de erosión-corrosión.

Bajo las condiciones operacionales planteadas, muchos de los pozos estudiados han

presentado un amplio historial de fallas y por ende han generado problemas operativos diversos

en campo e inclusive serios problemas por producción diferida. El registro de fallas más

comunes encontradas en campo de corrosión por CO2 y por corrosión-erosión, han incidido en

los siguientes sistemas:

- Equipos de bombeo electrosumergible.

- Tuberías de producción en fondo de pozos.

- Tuberías de manejo de fluidos multifásicos o líneas de superficie.

- Múltiples de recolección de producción de pozos y de estaciones de flujo.

Ante la falta de herramientas de monitoreo en pozos productores, surge la necesidad de

desarrollar métodos de evaluación de eficiencia de inhibidores de corrosión en campo, de

rápida respuesta y práctica aplicación, ya que las condiciones de seguridad y facilidades a nivel

de pozos es mínima. Por lo tanto, este trabajo tiene como objetivo primordial, el desarrollo de un

procedimiento para evaluar, a nivel de laboratorio, inhibidores de corrosión de tipo fílmico para

aplicación en fondo de pozo con levantamiento artificial por bombeo electrosumergible, para

luego comprobar su eficiencia en campo.

Lo más importante en la selección de un inhibidor de corrosión es tener un conocimiento

firme del problema de corrosión y de su causa[2]. Cuando un sistema presenta problemas de

corrosión por ataque de ácido carbónico y/o corrosión-erosión, esto es un reflejo de que el

inhibidor no actúa eficientemente al no penetrar a las zonas problemáticas o simplemente no

alcanzar la formación de la película protectora de inhibidor de forma continua sobre la superficie

metálica por la presencia de sólidos que la erosionan, reduciendo la operatividad de pozos al

generar fallas en equipos de subsuelo y en tuberías de producción.

Para la evaluación en laboratorio se usaron procedimientos preestablecidos de Autoclave

Estático y Probeta de Impacto por Chorro de Agua (Jet Impingement) que mediante el uso de la

técnica de resistencia a la polarización (Rp) permitieron preseleccionar los mejores inhibidores,

junto a pruebas en celda ASTM usando la técnicas de Espectroscopia de Impedancia

19

Electroquímica (EIE) y Volt ametría Cíclica (Vc). Los inhibidores con mejor desempeño luego se

aplicaron en fondo de pozo. La evaluación en campo se realizó usando una probeta Rp, aguas

abajo de un equipo piloto separador de crudo instalado en cabezal de pozo e igualmente se

caracterizó el agua para determinar el contenido de hierro y residual del inhibidor de corrosión.

Estos valores de residual de producto son importantes ya que, posteriormente, pueden ser

usados como garantía de control de corrosión para otros sistemas análogos de producción del

campo.

Es importante resaltar que los inhibidores de corrosión usados en la industria petrolera son

usualmente mezclas complejas, lo cual representa una dificultad en analizar las

concentraciones de los inhibidores en aguas de campos petroleros. Los componentes de los

inhibidores de corrosión fílmicos son mezclas de surfactantes y solventes para controlar

dispersión, propiedad del flujo y prevenir problemas de formación de emulsión. Algunos

inhibidores de corrosión son formulados con 2 o más de estos componentes: aminas

cuaternarias, amidas, imidazolinas, ester fosfato y surfactantes[3].

Este trabajo consta de tres capítulos. En el primero se resumen los fundamentos teóricos

más relevantes necesarios para la comprensión de la investigación. En el segundo se explica,

de forma detallada, el procedimiento experimental seguido en cada uno de los ensayos. En el

tercer capítulo se muestra los resultados obtenidos, su análisis y discusión. Finalmente, se

presenta las conclusiones y las recomendaciones, así como la bibliografía consultada durante

toda la investigación.

20

CAPÍTULO I

MARCO TEÓRICO

Producción Petrolera

El petróleo se extrae mediante la perforación de un pozo sobre el yacimiento. Si la presión

de los fluidos es suficiente, forzará la salida natural del petróleo a través del pozo (Figura 1) que

se conecta mediante una red de oleoductos hacia su tratamiento primario, donde se deshidrata

y estabiliza eliminando los compuestos más volátiles. Posteriormente se transporta a refinerías

o plantas de mejoramiento. Durante la vida del yacimiento, la presión descenderá y será

necesario usar otras técnicas para la extracción del petróleo. Esas técnicas incluyen la

extracción mediante bombas, la inyección de agua o la inyección de gas, entre otras.

Figura 1. Esquema de un pozo petrolero.

El petróleo está formado por hidrocarburos, que son compuestos de hidrógeno y carbono, en

su mayoría parafinas, naftenos y aromáticos. Junto con cantidades variables de derivados

hidrocarbonados de azufre, oxígeno y nitrógeno. Cantidades variables de gas disuelto y

pequeñas proporciones de componentes metálicos. También puede contener, sales y agua en

emulsión o libre. Sus componentes útiles se obtienen por destilación fraccionada en las

refinerías de petróleo. Los componentes no deseados, como azufre, oxígeno, nitrógeno,

metales, agua, sales, etc., se eliminan mediante procesos físico-químicos. El número de

compuestos es muy grande. La mayoría de los hidrocarburos aislados se clasifican como:

21

- Alcanos o "Serie de las parafinas": Son hidrocarburos saturados homólogos del metano

(CH4). Su fórmula general es CnH2n+2.

- Ciclo-alcanos o Cicloparafinas-Naftenos: Son hidrocarburos cíclicos saturados,

derivados del ciclopropano (C3H6) y del ciclohexano (C6H12). Muchos de estos

hidrocarburos contienen grupos metilo en contacto con cadenas parafínicas ramificadas.

Su fórmula general es CnH2n.

- Hidrocarburos aromáticos: Son hidrocarburos cíclicos insaturados constituidos por el

benceno (C6H6) y sus homólogos. Su fórmula general es CnHn.

- Alquenos o Olefinas: Son moléculas lineales o ramificadas que contienen un enlace

doble de carbono (-C=C-). Su fórmula general es CnH2n. Tienen terminación -"eno".

- Dienos: Son moléculas lineales o ramificadas que contienen dos enlaces dobles de

carbono. Su fórmula general es CnH2n-2.

- Alquinos: Son moléculas lineales o ramificadas que contienen un enlace triple de

carbono. Su fórmula general es: CnH2n-2. Tienen terminación -"ino".

- Compuestos no hidrocarburos: Sulfuros orgánicos, compuestos de nitrógeno y de

oxígeno. Trazas de compuestos metálicos, tales como: sodio (Na), hierro (Fe), níquel

(Ni), vanadio (V), plomo (Pb), etc. Asimismo se pueden encontrar trazas de porfirinas,

que son especies organometálicas.

Clasificación del Petróleo.

La industria petrolera clasifica el petróleo crudo según su lugar de origen (por ejemplo "West

Texas Intermediate" o "Brent") y también relacionándolo con su gravedad API que refiere las

siglas en inglés del Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute); los

refinadores también lo clasifican como "dulce", que significa que contiene relativamente poco

azufre, o "ácido", que contiene mayores cantidades de azufre y, por lo tanto, se necesitarán

más operaciones de refinamiento para cumplir las especificaciones actuales de los productos

refinados.

Relacionándolo con su gravedad API el Instituto Americano del Petróleo clasifica el petróleo

en: liviano, mediano, pesado y extrapesado (Tabla 1)[4].

22

Tabla 1. Gravedad del Crudo según Instituto Americano del Petróleo (API).

TIPO DE CRUDO VALOR NOMINAL

Liviano °API > 31.1

Medio o Mediano 31,1 > °API > 22,3

Pesado 22,3 > °API > 10

Extrapesado* °API < 10

*A estos crudos también se les denomina bitúmenes.

El proceso de exploración y producción petrolera forma parte de un complejo sistema

productivo que requiere un sistema de monitoreo y control de parámetros de operación para

controlar la producción del pozo de manera que no se afecte drásticamente la productividad de

los pozos.

Factores que influyen en la productividad de los pozos.

Cuando existe una tasa de producción donde la energía con la cual el yacimiento oferta los

fluidos, en el nodo, es igual a la energía demandada por la instalación (separador y conjuntos

de tuberías: líneas y eductor), se dice entonces que el pozo es capaz de producir por Flujo

Natural. Cuando la demanda de energía de la instalación, es siempre mayor que la oferta del

yacimiento para cualquier tasa de flujo, entonces se requiere de una fuente externa de energía

con fines de extraer los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador en superficie

(conciliación de la oferta con la demanda), denominado método de Levantamiento Artificial;

entre los más importantes dentro de la industria petrolera tenemos: Levantamiento Artificial por

Gas (L.A.G.), Bombeo Mecánico (B.M.), por Cabillas de Succión, Bombeo Electro-Centrífugo

Sumergible (B.E.S.), Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P) y Bombeo Hidráulico (B.H.).

El índice de productividad es una medida del potencial del pozo o de su capacidad de

producir y es una propiedad comúnmente medida por lo petroleros. En algunos pozos,

generalmente los que producen bajo empuje hidráulico, el índice de productividad permanece

constante para una amplia variación de la tasa de flujo, resultando directamente proporcional a

la presión diferencial de fondo. En otros pozos la proporcionalidad no se mantiene y el índice de

productividad disminuye.

La causa de esta declinación puede ser debida a uno o varios factores como: el efecto de la

turbulencia por el aumento de la tasa de flujo, disminución de la permeabilidad relativa del

petróleo debido a la presencia de gas libre resultante de la declinación de presión en la

23

vecindad del pozo, aumento de la viscosidad del petróleo con la caída de presión por debajo del

punto de burbujeo.

Métodos de extracción artificial en pozos

Cuando la declinación en la producción es notoria se recurre a los siguientes métodos de

producción por levantamiento artificial:

- El bombeo mecánico, que emplea varios procedimientos según sea la perforación. El

más antiguo, y que se aplica en pozos de hasta 2.400 a 2.500 m. de profundidad, es el

de la bomba de profundidad: consiste en una bomba vertical colocada en la parte

inferior de la tubería, accionada por varillas de bombeo de acero que corren dentro de

la tubería movidas por un balancín ubicado en la superficie al cual se le transmite el

movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través

de una caja reductora movida por un motor. La bomba consiste en un tubo de 2 a 7,32

m. de largo con un diámetro interno de 1 ½ a 3 ¾ pulgadas, dentro del cual se mueve

un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo. El costo promedio

de este equipo asciende a USD$ 70.000 aproximadamente.

- Extracción con gas o Gas Lift. Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para

alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se

hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran al

gas automáticamente. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la

producción natural cese completamente.

- Bombeo con accionar hidráulico. Una variante también muy utilizada consiste en

bombas accionadas en forma hidráulica por un líquido, generalmente petróleo, que se

conoce como fluido matriz. Las bombas se bajan dentro de la tubería y se accionan

desde una estación satélite. Este medio no tiene las limitaciones que tiene el medio

mecánico para su utilización en pozos profundos o dirigidos.

- Pistón accionado a gas (plunger lift). Es un pistón viajero que es empujado por gas

propio del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del

pistón.

- Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible. Es una bomba de varias paletas

montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor eléctrico. El conjunto se baja

en el pozo con una tubería especial que lleva un cable adosado, para transmitir la

energía eléctrica al motor. Permite bombear grandes volúmenes de fluidos.

24

- Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la acción de un

elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semielástico

de igual geometría (estator) que permanece estático. El efecto resultante de la rotación

del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades

formadas entre rotor y estator.

El propósito de cualquier método de levantamiento artificial es generar una curva de

demanda de tal forma que permita al yacimiento responder a los requerimientos de producción

preestablecidos. La nueva curva de demanda debe de incluir, además de las condiciones del

pozo y las facilidades de superficie, los cambios originados por el método correspondiente[5].

El Bombeo Electrosumergible

El bombeo electrosumergible ha probado ser un sistema artificial de producción eficiente y

económico. En la actualidad ha cobrado mayor importancia debido a la variedad de casos

industriales en los que es ampliamente aceptado. Entre las características únicas del sistema

están su capacidad de producir volúmenes considerables de fluido desde grandes

profundidades, bajo una amplia variedad de condiciones del pozo y particularmente se distingue

debido a que su unidad de impulso o motor está directamente acoplada con la bomba en el

fondo del pozo.

Su aplicación es particularmente exitosa cuando las condiciones son propicias para producir

altos volúmenes de líquidos con bajas relaciones gas-aceite. El sistema opera sin empacador,

sumergido en el fluido del pozo y suspendido en el extremo inferior de la tubería de producción,

generalmente por arriba de la zona del cañoneo.

Anteriormente, para el diseño del aparejo de bombeo eléctrico se consideraba como único

requisito, que la bomba debía colocarse por abajo del nivel dinámico del fluido en el pozo, de tal

manera que estuviera garantizada la alimentación continua de líquidos en la succión de la

bomba, previendo posibles variaciones en las condiciones del pozo. Además, se suponía la

existencia del flujo de una sola fase líquida en la tubería de producción, determinando las

perdidas de presión por la fricción. Estas suposiciones, aún hoy son validas para pozos

productores de agua ó para aquellos con altas relaciones agua-aceite y volúmenes

despreciables de gas.

Consecutivamente, el procedimiento de diseño evolucionó con la operación de métodos para

determinar caídas de presión en tuberías verticales con flujo multifásico; entonces, también se

utilizaron correlaciones para el cálculo de propiedades PVT de los fluidos. Lo anterior permitió

efectuar la selección del equipo de bombeo con mejor aproximación, para pozos en los que

25

existe una cantidad importante de gas que se produce con los líquidos. En estos casos se

tomaron en cuenta los efectos del gas que se libera en la tubería de producción conforme se

reduce la presión, durante el viaje ascendente de los hidrocarburos hacia la superficie, de

manera que, determinar la variación de la densidad de la mezcla a presiones inferiores a la de

burbujeo, condujo a diseños en los que las dimensiones del motor y de la bomba fueron hasta

50% menores, respecto a las obtenidas con las suposiciones mencionadas anteriormente.

En la actualidad el diseño ha mejorado, incorporando en los cálculos la consideración de que

el volumen y propiedades físicas de la mezcla, varían constantemente en el interior de la

bomba; lo cual se traduce en reducciones importantes de su capacidad volumétrica, desde la

presión de succión hasta la de descarga. Consecuentemente las dimensiones del motor y de la

bomba son aún menores, para lograr una operación más eficiente del sistema, para obtener en

la superficie el gasto de líquidos deseado, manteniendo la presión necesaria en la cabeza del

pozo. Una unidad típica de bombeo electrosumergible está constituida en el fondo del pozo por

los componentes: motor eléctrico, protector, sección de entrada, bomba electrosumergible y

cable conductor. Las partes superficiales son: cabezal, cable superficial, tablero de control y

transformador y se incluyen todos los accesorios necesarios para asegurar una buena

operación, como son: separador de gas, flejes para cable, extensión de la mufa, válvula de

drene. Válvula de contrapresión, centralizadores, sensor de presión y temperatura de fondo,

dispositivos electrónicos para control del motor, caja de unión, y controlador de velocidad

variable. La integración de los componentes es indispensable, ya que cada uno ejecuta una

función esencial en el sistema para obtener las condiciones de operación deseadas que

permitan impulsar a la superficie el gasto requerido (Figura 2).

26

Figura 2. Distribución de los componentes del Equipo BES.

Su función básica es imprimir a los fluidos del pozo, el incremento de presión necesario para

hacer llegar a la superficie, el gasto requerido con presión suficiente en la cabeza del pozo.

Las bombas centrífugas son de múltiples etapas (Figura 3), y cada etapa consiste de un

impulsor giratorio y un difusor estacionario. El tamaño de etapa que se use determina el

volumen de fluido que va a producirse, la carga o presión que la bomba genera depende del

número de etapas y de este número depende la potencia requerida. En una bomba de

impulsores flotantes, éstos se mueven axialmente a lo largo de la flecha y pueden descansar en

empuje ascendente o descendente en cojinetes, cuando están en operación. Estos empujes a

su vez, los absorbe un cojinete en la sección sellante.

En la bomba de impulsores fijos, no pueden moverse y el empuje desarrollado por los

impulsores los amortigua un cojinete en la sección sellante. Los empujes desarrollados por los

impulsores dependen de su diseño hidráulico y mecánico, además del gasto de operación de la

bomba. Una bomba operando a un gasto superior al de su diseño produce un empuje

ascendente excesivo y por el contrario operando a un gasto inferior produce empuje

descendente. A fin de evitar dichos empujes la bomba debe de operar dentro de un rango de

capacidad recomendado, el cual se indica en las curvas de comportamiento de las bombas y

que generalmente es de 75% al 95% del gasto de mayor eficiencia de la bomba. En el Apéndice

1 se puede observar la curva de eficiencia de una BES, y fotografías de sobrecalentamiento de

una bomba electrosumergible operando fuera de rango.

27

Figura 3. Equipo BES.

Un impulsor operando a una velocidad dada, genera la misma cantidad de carga

independientemente de la densidad relativa del fluido que se bombea, ya que la carga se

expresa en términos de altura de columna hidráulica de fluido. De esta característica se

desprende el siguiente concepto:

La presión desarrollada por una bomba centrífuga sumergible, depende de la velocidad

periférica del impulsor y es independiente del peso del líquido bombeado. La presión

desarrollada convertida a longitud de columna hidráulica que levanta la bomba, es la misma

cuando la bomba maneje agua de densidad relativa 1.0, aceite de densidad relativa 0.85,

salmuera de densidad relativa 1.35, o cualquier otro fluido de diferente densidad relativa. En

estos casos la lectura de la presión en la descarga de la bomba es diferente, únicamente

permanecen fijos el diámetro y la velocidad del impulso. Una interpretación diferente del

concepto anterior, es que cada etapa de la bomba imprime a los fluidos un incremento de

presión exactamente igual. En esta forma, si la primera etapa eleva la presión en 0.5 (Kg/cm2) y

la bomba tiene 20 etapas, el incremento total de presión que se obtiene es de 10 (Kg/cm2).

Inconvenientes del uso de Equipos BES

Al usar estos equipos en fondo de pozo se generan una serie de inconvenientes

operacionales que se enumeran a continuación:

Arandelas de Empuje

Etapa

Mango

Diámetro Interno Asiento de Empuje Ascendente

Pedestal Almohadillas de empuje descendente

Impulsor

Difusor

Faldón Ojo

28

- Incremento de la velocidad del fluido

o Arrastre de sólidos

o Formación de emulsiones

- Incremento de la presión de operación

- Incremento de la temperatura de los fluidos

Estos factores unidos a la presencia de agua asociada al crudo generan problemas de

corrosión e incrustación en función de la química del agua del yacimiento, claro esta siempre y

cuando se encuentren las condiciones de punto de rocío. Ya que es la presencia de agua libre o

emulsionada la que genera estos problemas que se traducen en taponamientos, desgaste del

material, fugas, entre otros. En Apéndice 1 se muestran imágenes de daños por corrosión e

incrustación en bombas electrosumergibles.

Debido a su naturaleza no iónica, los hidrocarburos no se disuelven en agua. Sin embargo, a

bajas concentraciones de agua, los hidrocarburos pueden formar emulsiones con agua. El tipo

de emulsión y su estabilidad depende del tipo de hidrocarburo, el contenido iónico del agua, así

como de la temperatura, la presión y la velocidad del flujo[6].

Existen dos clases de emulsiones: crudo en agua (o/w) y agua en crudo (w/o). En la

emulsión w/o el crudo (hidrocarburo) es la fase continua; por ende, tiene menos conductividad y

es menos corrosiva. En una emulsión o/w el agua es la fase continua; por ende, tiene una alta

conductividad y es corrosiva. En un oleoducto operativo, inicialmente, la cantidad de agua

transportada es baja y la de crudo elevada; pero el contenido de agua siempre se incrementa

progresivamente. El porcentaje de agua a la cual el w/o se convierte en o/w es conocido como

punto de inversión de la emulsión[6].

La presencia de agua libre o de emulsión no necesariamente representa un problema de

corrosión. Bajo esta condición la mojabilidad del hidrocarburo en la superficie metálica

determina la corrosividad. Basada en la mojabilidad se distinguen tres tipos de hidrocarburos:

- Superficie metálica humectada por crudo: El hidrocarburo tiene una fuerte afinidad para

mantenerse en contacto con el metal, aislando el metal del contacto con el agua. Bajo

estas condiciones la corrosión no ocurre.

- Superficie humectada por agua: El hidrocarburo no tiene afinidad por la superficie

metálica. El agua en contacto con el metal hacen de este un medio corrosivo.

29

- Superficie humectada mixta: Ambas fases están en contacto con la superficie metálica,

teniendo preferencia siempre la fase acuosa.

Debe comprenderse que la humectabilidad y la emulsión son dos propiedades diferentes. El

hidrocarburo puede contener una gran cantidad de agua, pero al alcanzar el punto de inversión,

la superficie metálica puede entrar en contacto con la fase acuosa. Por otro lado el punto de

inversión puede ocurrir cuando a muy bajos cortes de agua, pero la superficie puede no ser

humecta por la fase acuosa hasta no se alcance un incremento en el porcentaje de agua

asociada al crudo. La diferencia en comportamiento se debe a que la emulsión depende de una

interacción entre fases líquidas y la humectabilidad de un balance entra la interacción entre dos

fases líquidas y una fase sólida (acero-crudo y acero-agua)[6].

En presencia de agua libre o emulsiones o/w, el hidrocarburo puede influenciar la

corrosividad de la fase agua. Ya que si este contiene componentes solubles en agua que

retarden o inhiban la corrosión, puede inhibir la corrosión. Por otro lado si tiene sustancias

corrosivas, puede incrementar la agresividad del medio. Es un hidrocarburo neutral cuando no

presente sustancias solubles en la fase en la fase acuosa que tengan un efecto en la

agresividad del medio[6].

Es por ello que es importante conocer estas tres propiedades: corrosividad, humectabilidad y

emulsión, deben determinarse de forma independiente y extensiva, para estudiar los oleoductos

bajo su condición operativa[6].

Corrosión en la Industria Petrolera

De acuerdo estudios estadísticos de la Oficina de Seguridad de Oleoductos de los Estados

Unidos (U.S. Office of Pipeline Safety) la corrosión interna causó aproximadamente 15% de los

incidentes asociados a líneas de transmisión de crudo y gas en los Estados Unidos[7] entre el

año 1.994 y el año 2.000. Según reportes del Registro de Energía y Utilidades de Alberta, el

numero total de fallas debidas a corrosión interna en sistemas de recolección y en líneas de

transmisión (gas y líquido) desde hace 20 años suma una cifra de superior a 5.000,

promediando casi una falla por día sólo en el Estado de Alberta, Canadá[8].

La corrosión en los campos petroleros se manifiesta por si misma en varias formas, entre las

más relevantes o comunes formas de ataque encontradas están: corrosión por dióxido de

carbono (CO2) o corrosión dulce, corrosión por sulfuro de hidrógeno (H2S) o corrosión ácida,

ambas en los fluidos producidos y corrosión por oxígeno en sistemas de inyección de agua.

La mayoría de las fallas ocurridas en campos petroleros resultan de la corrosión por CO2 de

aceros al carbono y de baja aleación primordialmente debido al inadecuado conocimiento,

30

capacidad predictiva y baja resistencia de estas aleaciones a este tipo de ataque. Son la

comprensión, predicción y el control los retos claves al de diseño de facilidades, operación y

consecuente garantía de la integridad[9].

Las causas de la corrosión interna en sistemas petroleros se deben al uso de aceros al

carbono y de baja aleación en la construcción de tuberías y otros equipos en la industria

petrolera, que además de ser materiales costo-efectivos, son susceptibles a corrosión. Muchos

factores influencian la velocidad de corrosión incluyendo: la velocidad del flujo, las

composiciones de aceros, el crudo y agua de formación, la temperatura, el pH y la

humectabilidad del acero expuesto al medio[10].

Si la superficie del metal se corroe generalizadamente, pero las capas de producto de

corrosión no se depositan formando películas pasivas que cubren la superficie, entonces la

corrosión general puede continuar. Si, como ocurre comúnmente, los productos de corrosión se

depositan y forman capas que cubren la superficie, entonces el acero es susceptible a corrosión

por picaduras. El grado de susceptibilidad depende de la estabilidad de las capas, la

temperatura, composición de la salmuera y flujo. La penetración a la pared de la tubería es un

proceso que ocurre en tres etapas:

a. Formación, crecimiento, ruptura y formación de capas sobre la superficie metálica.

b. Iniciación de picaduras en regiones localizadas de la superficie del metal donde hubo

ruptura de la capa de producto de corrosión.

c. Propagación de la picadura y eventual penetración de la pared de la tubería (fuga)[10].

Estudios recientes han demostrado claramente que a pesar de la investigación extensiva sobre

las pasadas cuatro décadas, la comprensión del mecanismo de corrosión por CO2 permanece

incompleto. La existencia de modelos cuantitativos no es confiable en la predicción de la

velocidad actual de aceros al carbono y de baja aleación, el cual invariablemente resultan en

una sobre especificación de materiales e impacta adversamente los costos de producción de

crudo y gas[9].

Corrosión por Dióxido de Carbono (CO2).

La corrosión por CO2 o corrosión dulce no es un problema nuevo en sistemas que usan

aceros al carbono y de baja aleación. Se registro por primera vez en 1.940 en la industria

Petrolera de los Estados Unidos, seguido de muchos estudios después de eso. Gas seco con

CO2 por si sólo no es corrosivo a temperaturas encontradas en sistemas de producción

petrolera. Necesita ser disuelto en una fase acuosa para promover la reacción electroquímica

entre el acero y fase acuosa en contacto. El CO2 es soluble en agua y en salmueras. Sin

embargo, debe resaltarse que su solubilidad es similar en ambos fases acuosa y gaseosa de

31

hidrocarburos. Esto es, para un sistema de fase mixta, la presencia de fase hidrocarburo puede

proveer una partición lista del CO2 del reservorio en la fase acuosa.

El CO2 esta usualmente presente en los fluidos producidos. Aunque este no puede por si

sólo causar el modo catastrófico de falla por grietas asociado al H2S, sin embargo su presencia

en contacto con una fase acuosa puede resultar en altas velocidades de corrosión donde la

morfología de ataque suele ser altamente localizada (corrosión mesa)[9].

Mecanismo de la Corrosión por CO2.

La corrosión del acero al carbono en ambientes con CO2 es un fenómeno muy complejo y

aun requiere futuras dilucidaciones. Han sido propuestos muchos mecanismos para este

proceso. Sin embargo, estos aplican para condiciones muy específicas o no han tenido amplio

reconocimiento o aceptación.

En general, el CO2 se disuelve en agua para formar ácido carbónico (H2CO3), un ácido débil

comparado con los ácidos minerales ya que este no puede disociarse completamente:

CO2 + H2O ≈ H2CO3 ↔ H+ + HCO3- 1

Como consecuencia del equilibrio descrito en la ecuación (1), continúan muchos debates en

la literatura en cuanto al paso de determinante en la velocidad (PDV) en la reacción del CO2

disuelto con la superficie metálica. Schwenk[11] propuso que el H2CO3 simplemente provee una

fuente de iones hidronio (H+) liderando la reacción catódica normal de evolución de hidrógeno.

De Waard and Milliams[12] propusieron que el H2CO3 es reducido directamente en la superficie

metálica, mientras que Ogundele and White[13] puntualizan que el ion HCO3- se reduce

directamente. Los posibles PDV en las reacciones catódicas, por lo tanto, se resumen como

sigue:

Schwenk

(HCO3-):H+ + e- H, 2H H2 2

de Waard and Milliams

H2CO3 + e- H + HCO3- RDS 3

HCO3- + H+ ↔ H2CO3 y 2H H2 4

Ogundele and White

HCO3- + e- H + CO3

2- RDS 5

HCO3- + H + e- H2 + CO3

2- 6

Mientras el mecanismo propuesto por Ogundele sólo toma en cuenta condiciones con

valores de pH alcalinos y los mecanismos de Schwenk y de Waard son solamente posibles

hipótesis, reacciones recientes propuestas por Crolet, et al.[14], dan un paso adelante y son más

similares a los mecanismos encontrados. Basado en la reacción propuesta por Crolet, la

32

disolución anódica del hierro en un medio con CO2 se resume en la Tabla 2 con los respectivos

PDV a diferentes condiciones de pH[15]. Esta Tabla pasa más de ser un resumen de reacciones

de disolución anódica e incluye las curvas respectivas de Tafel derivadas de cada condición de

pH.

Tabla 2. Mecanismos de Disolución Anódica del Hierro en medios con CO2[15].

Reacción Reacción o Equilibrio pH < 4 4 < pH < 5 pH > 5

1a HCO3- ↔ (HCO3

-)ADS 1a 1a 1b

1b CO2 + (OH-)ADS↔(HCO3-) ADS

2 (HCO3-) ADS (HCO3) ADS + e- ↔ ↔ RDS

3 (HCO3) ADS (HCO3+) ADS + e- ↔ RDS(A)

4 (HCO3+) ADS + OH- (CO3) ADS + H2O RDS

5 Fe - (CO3) ADS + H2O Fe2+ + HCO3

-

+OH-

1 5 Curva Tafel (mV/log) 60/2 = 30 60/1.5=40 60/0.5=120

1 5 H+ orden de reacción -2 -1 0

1 5 CO2 orden de reacción 1 1 1

PDV: Paso determinante de la Velocidad

Cualquiera sea mecanisticamente correcto, es evidente que las concentraciones de especies

de CO2 disuelto en solución y el transporte de masa del CO2 disuelto a la superficie metálica

tiene una influencia crítica en la reacción y subsiguiente velocidad de corrosión y que cada

especie disuelta presente en el medio puede contribuir a la reacción catódica[16].

Consecuentemente, hay una clara necesidad de caracterizar las química de la solución con

respecto a la disolución del CO2 donde la acidificación resultante dependerá también de la

composición del agua y de su capacidad buffer[17].

Tipos de daños por corrosión por CO2.

La corrosión por CO2 ocurre primordialmente en forma de corrosión general y en tres tipos

de corrosión localizada (picaduras, ataque mesa y corrosión localizada inducida por el flujo). En

el estudio de la corrosión por CO2, se debe hacer una clara distinción entre la corrosión pura por

CO2 y la corrosión por interacción combinada de erosión/CO2, la cual puede aumentar la

velocidad de corrosión por CO2. Esta última se evidencia en forma de marcas de ondulación,

herraduras, colas de cometa, huellas de dinosaurio, etc.[18].

Picaduras: Ocurren a bajas velocidades y temperaturas alrededor del punto de burbuja en

pozos productores de gas. En campo, solo picaduras ocasionales han sido observadas donde

hay adyacencias accidentales de inclusiones no metálicas o un incipiente ataque mesa. La

33

susceptibilidad a picaduras se incrementa con la temperatura y presión parcial de CO2. En

diversos trabajos sobre ataques por picaduras, Schmitt y colaboradores[19-20] discutieron los

efectos de la temperatura, concentración de cloruros (Cl-), naturaleza de aniones y cationes, así

como el tipo de inhibidores de corrosión utilizado en la iniciación de las picaduras y durante las

primeras etapas de la corrosión por CO2 de aleaciones de acero a 5 bar de CO2. Ellos

reportaron también que literalmente todas las aleaciones de interés técnico pueden ser atacas

por picaduras por corrosión en ambientes con CO2 bajo condiciones adecuadas. Finalmente,

ellos demostraron que adiciones de plomo (Pb) inhiben la corrosión localizada (incluyendo

picaduras) mediante la deposición de ánodos localizados. Otros investigadores[18] concluyen

que la corrosión por picaduras de las aleaciones de acero al carbono expuestas a ambientes

que contienen CO2, es independiente de la concentración de iones Cl- presentes. La discusión

acerca de la corrosión por picaduras de los aceros al carbono en ambientes “dulces” no ha

llegado a una conclusión convincente[6].

Ataque Tipo Mesa: Es un tipo de corrosión localizada que ocurre a bajas y medias

velocidades de flujo, se presenta por la formación de una película de carbonato de hierro poco

adherente e inestable. Este ataque se manifiesta en forma de grandes y profundas

socavaciones con bordes agudos que se extiende en diversas zonas de la superficie. En la

Figura 4, se muestra un ejemplo de ataque mesa experimentada en la superficie interna de

tuberías expuestas a ambientes con CO2. Crolet, et al.[21] propuso que la cupla galvanica

microestructuralmente formada entre la fase ferrita y la capa de cementita (Fe3C) pudiera ser un

posible causante de este tipo de ataque en “medios dulces”.

Figura 4. Ejemplo de Ataque Mesa en superficie interna de oleoducto.

El ataque mesa fue observado en pozos de petroleros maduros y en pozos de gas jóvenes a

alta presión de gases ácidos. El ataque mesa parece ser sensible a la velocidad del fluido en la

tubería, pero extremadamente dependiente de la composición del fluido[9]. Ikeda, et al.[22]

atribuyen la iniciación del ataque mesa a las reacciones competitivas de formación de películas,

entre carbonato de hierro (FeCO3) y magnetita (Fe3O4). Aunque en las actuales condiciones de

34

campo, la magnetita no ha sido detectada. La deposición de ambos componentes pudiera iniciar

la corrosión mesa por perturbación en la formación de las capas protectoras. Ellos concluyeron

que la iniciación del mecanismo de corrosión mesa esta estrechamente ligado con la formación

de capas poco protectoras de FeCO3 o por la destrucción localizada de esta capa protectora[9].

Corrosión localizada inducida por el flujo: Esta forma de corrosión se inicia en picaduras

existentes y/o en sitios de ataque mesa en condiciones de velocidad del flujo críticas o

elevadas. Esta se propaga por la turbulencia local creada por las picaduras y el mesa ataque, la

cual combinada con las tensiones producidas durante el crecimiento de los óxidos puede

destruir las capas de productos de corrosión existentes[19-20]. Una vez que la capa es dañada o

destruida las condiciones de flujo pueden inhibir la formación de otras capas protectoras sobre

el metal expuesto[9].

Factores claves que influencian la Corrosión por CO2.

La corrosión por CO2 esta influenciada por un gran numero de parámetros que incluyen

variables ambientales, físicas y metalúrgicas (Figura 5) estos son:

- Fluido. Química del fluido, pH, agua de humectación, características del hidrocarburo

y relación de las fases.

- Contenido de gases ácidos: CO2 y H2S

- Temperatura.

- Superficie del Acero. Morfología de los productos de corrosión, presencia de

parafinas y asfáltenos.

- Dinámica del Fluido.

- Química del Acero.

Todos estos parámetros son interdependientes y pueden actuar de muchas maneras para

influenciar la corrosión por CO2.

35

Figura 5. Parámetros que Influencian la Corrosión por CO2[12].

Parámetros Ambientales.

Los factores que afectan la corrosividad de la fase acuosa en la corrosión por CO2 son:

química de la solución, presión parcial de CO2, temperatura, pH, H2S y el efecto de ácidos

orgánicos.

Química de la Solución y Sobresaturación. La velocidad de corrosión debida a la reacción

catódica es dependiente de la presión parcial de CO2 y de la temperatura. La presión parcial de

CO2 es determinante del pH de la solución y la temperatura de la concentración de especies

disueltas[9].

La sobresaturación juega un papel fundamental en la formación y estabilidad de la película

protectora. Esta es definida como:

log [A+][B-]/Ksp (7)

Para una sal insoluble (AB) el equilibrio de reacción viene dado por:

AB = A+ + B- (8)

Donde:

A+ y B- son las especies iónicas y Ksp es el producto de solubilidad.

En cualquier medio “dulce” una sal insoluble puede tener un papel importante en la reducción

de la velocidad de corrosión. Una alta sobresaturación de las especies A+ y B- origina la

precipitación de una película de corrosión que podría disminuir la velocidad de corrosión por

varios efectos[9]:

36

- Proporcionar una barrera de difusión entre el metal y el medio corrosivo.

- Formación de una película protectora de baja porosidad (menor superficie expuesta

del acero).

- Creación de gradientes de concentración de las principales especies químicas (Fe++

y HCO3-). Lo cual puede inducir a un cambio del pH local y de la química del fluido

sobre el metal.

Presión Parcial de CO2. Muchos estudios[9] han sido realizados para establecer el efecto de

la presión parcial de CO2 en la velocidad de corrosión de los aceros al carbono. En los años

1950 el API[21] (American Petroleum Institute) publicó un criterio de corrosividad para aleaciones

de acero al carbono en medios que contienen CO2, que establece que:

PCO2<0,5 bar (7 psi). Corrosión poco probable: implica que la corrosión es uniforme y que

la Velocidad de Corrosión es menor de 0,1 mm/año

0,5 bar (7 psi)<PCO2<2 bar (30 psi). Corrosión posible: implica que la Velocidad de

Corrosión esta entre 0,1 mm/año y 1 mm/año.

PCO2>2 bar (30 psi). Corrosión moderada a alta: implica que la Velocidad de corrosión

puede exceder 1 mm/año, lo cual es inadmisible.

Temperatura de Operación. La temperatura de operación afecta la naturaleza, características

y morfología de las películas superficiales, las cuales a su vez influyen en el proceso de

corrosión por CO2. A temperaturas mayores de 80°C, la solubilidad del FeCO3 en la solución

disminuye produciendo una alta sobresaturación que origina la precipitación del mismo[9]. A

rangos de baja temperatura (<70°C), la velocidad de corrosión se incrementa progresivamente

con la temperatura, debido a un incremento en la velocidad de transferencia de masa como

resultado del efecto del flujo y de lenta velocidad de formación de FeCO3. A temperaturas

mayores de 90°C, la velocidad de corrosión comienza a disminuir. Sin embargo, en los sitios

donde ocurre un rompimiento de la película de FeCO3, se puede generar un severo ataque

localizado.

pH “en sitio”. El pH de la solución juega un papel fundamental en la corrosión del acero al

carbono por su influencia, tanto en las reacciones electroquímicas que originan la disolución del

hierro, como en la precipitación de capas de oxido protectoras. Por ejemplo: para un incremento

del pH de 4 a 5 la solubilidad de los iones ferrosos (Fe++) es reducida 5 veces, mientras que

para un incremento de pH de 5 a 6 esta reducción es aproximadamente 100 veces. Una baja

37

solubilidad se corresponde con una alta sobresaturación lo cual acelera el proceso de

precipitación de FeCO3. Esto contribuye a la disminución de la Velocidad de corrosión del

acero[9].

Efecto del H2S. Ignorando los problemas asociados con la corrosión acida, la presencia de

bajos niveles de H2S puede afectar la corrosión por CO2 de diferentes maneras. El H2S puede

incrementar la corrosión por CO2 por su actuación como promotor de la disolución anódica

mediante la adsorción de sulfuro y afectando el pH. Este también puede disminuir la “corrosión

dulce” por la formación de una capa protectora de sulfuro de hierro (FeS).

En condiciones similares, instalaciones de petróleo y gas pueden experimentar menores

velocidades de corrosión en condiciones “acidas” comparada con sistemas dulces. Esto es

atribuible al hecho que el acido creado por la disolución del H2S es aproximadamente tres veces

más débil que el acido carbónico, pero a su vez el H2S es tres veces más soluble que el CO2.

Por lo cual, el efecto de ambos gases (CO2 y H2S) en la disminución del pH de la solución y en

potenciar el incremento de la velocidad de corrosión es fundamentalmente el mismo.

El efecto de pequeñas cantidades de H2S en la corrosión del hierro, se ha clasificado en tres

tipos: En los tipos I y II se acelera la reacción catódica cuando la concentración de H2S es

menor o igual 3,3 ppm. La formación temporal de la película de FeS ocurre a bajas

concentraciones de H2S donde el FeCO3 es el principal producto de corrosión en equilibrio. El

crecimiento de la película de FeS, se verá afectada por la velocidad de disolución del hierro. A

altas concentraciones de H2S y elevadas temperaturas, disminuye el efecto de la corrosión por

CO2. El tipo III se presenta a temperaturas sobre los 150°C y es muy similar a la corrosión por

producida por efecto solamente del CO2, ya que el FeCO3 se forma más fácilmente que el

FeS[15].

Por otra parte, Kane y col.[22] establecen que la relación entre las presiones parciales de H2S

y CO2 es un buen indicativo para determinar el mecanismo de corrosión predominante en el

sistema (Figura 6):

2002

2 SHP

COP

P

P Corrosión por CO2 (9)

2002

2 SHP

COP

P

P Corrosión por H2S (10)

38

Figura 6. Efecto de la Concentración de H2S en la Corrosión por CO2[15].

Efecto del Ácido Acético. Los ácidos orgánicos presentes en los fluidos de producción tienen

una influencia significativa en la corrosión por CO2. La adición de acido acético al fluido

corrosivo disminuye la estabilidad de las películas protectoras e incrementa la susceptibilidad al

mesa ataque[9].

Parámetros Físicos.

Los parámetros físicos tienen un importante rol en la corrosión por CO2 del acero al carbono

y aceros de baja aleación debido a la influencia de la hidrodinámica del sistema y la interfase

entre el medio y el sustrato metálico. Estos incluyen: agua de humectación, efecto de la parafina

(cera), películas superficiales, crudo, dinámica del fluido, etc.

Agua de Humectación. La corrosión por CO2 ocurre cuando el agua esta presente en el

sistema y ésta humecta la superficie del acero. La intensidad del ataque corrosivo se

incrementa con el tiempo durante el cual la fase acuosa esta en contacto con la superficie del

acero[9]. La influencia del contenido de agua en la velocidad de corrosión debe ser considerada

en asociación con la velocidad de flujo y el efecto de régimen de flujo[9].

39

Las emulsiones pueden formarse en sistemas aceite/agua. Si se forma una emulsión agua

en aceite, el agua es sostenida en la emulsión, por lo cual se reduciría en gran medida el

contacto de la fase acuosa con la superficie del acero causando una disminución de la

velocidad de corrosión. Si por el contrario, se forma una emulsión aceite en agua, aumentará el

tiempo de contacto entre la fase acuosa y la superficie del metal, ocasionando un incremento de

la Velocidad de corrosión. En muchas líneas que transportan crudo y gas, la transición de una

emulsión agua en aceite a una aceite en agua ocurre entre un 30 y 40%, por lo cual en tuberías

que manejan líquidos emulsificantes se da un evidente aumento en la Velocidad de corrosión. [26] Similar al criterio de la API, para contenido de agua <30% (p/p), la Velocidad de Corrosión se

reduce significativamente[23,24].

Productos de corrosión. Las características de los productos de corrosión afectan

significativamente el proceso de corrosión por CO2. La formación de una película superficial

puede proporcionar una subsiguiente protección, mejorar la corrosión o descontrolar la reacción

de corrosión, todo esto esta sujeto a la naturaleza, morfología y hábitat de crecimiento del

producto de corrosión[9].

Efecto de la Parafina. La presencia de parafina en las tuberías de transporte de crudo puede

influenciar la corrosión por CO2.de dos maneras, acentuando el daño o retardando el proceso.

Esto depende de la naturaleza de la capa de parafina y esta sujeto a la dinámica del fluido,

temperatura y otros parámetros físicos. En líneas que manejen crudo con CO2 una capa de

parafina depositada en la superficie del acero puede causa una severa corrosión por picaduras

en ambientes anaeróbicos “dulces”. El mecanismo de corrosión predominante se basa en la

difusión del CO2 a través de la capa de parafina, lo cual proporciona una gran área catódica que

promueve la disolución anódica del acero en las discontinuidades de la capa de parafina. Sin

embargo, en algunos casos la presencia de una capa de parafina puede proporcionar cierto

grado de protección, aunque esta protección no es muy confiable[24].

Efecto del Tipo de Crudo. Aunque no existe una investigación específica acerca del efecto de

tipo de crudo en el carácter protector del FeCO3, se ha determinado que este puede modificar la

morfología, composición y compactación de los productos de corrosión formados para

diferentes relaciones crudo/agua evaluadas. Aparentemente el hidrocarburo tiende a

desestabilizar la formación de una película pasiva de FeCO3, acelerando la corrosión

localizada[9].

Flujo y Erosión. Existen muchas formas de ataque relacionadas con la velocidad del fluido y

el régimen de flujo, estas incluyen la erosión, erosión-corrosión, choque y cavitación. La erosión

es la perdida abrasiva del metal en ausencia de una acción corrosiva causada por una alta

velocidad del fluido, particularmente cuando el fluido contiene sólidos o partículas suspendidas.

40

La erosión-corrosión combina el efecto de la erosión, en la remoción de la película protectora,

con la posterior exposición del material al ataque corrosivo. En muchos casos el daño por

erosión de la película protectora de FeCO3 es visible a simple vista, la erosión deja el metal liso

impidiendo identificar con claridad la morfología del daño por corrosión. El ataque por corrosión-

erosión normalmente ocurre en áreas donde hay cambios de sección en la tubería, conexiones

que originan turbulencia en el fluido (codos, tés, etc.), ésta se manifiesta en forma de surcos,

ondas, hoyuelos, etc., que usualmente presentan un patrón direccional[25].

En líneas de crudo y gas la presencia de un contenido de agua >30% (peso), ocasionará que

la fase acuosa humecte constantemente la superficie del acero lo cual potencia el riesgo a la

corrosión[23]. Similarmente, si la relación gas/crudo>5000, habrá una continua humectación de la

superficie por el agua condensada[24].

La mezcla gas-liquido que fluye por la tubería de gas natural se distribuye en determinados

patrones, los cuales se caracterizan por la disposición axial y/o radial de las fases. El flujo

ejerce su influencia en los procesos de difusión, transportando las especies corrosivas hasta la

superficie del metal. Asimismo, el patrón de flujo influye en la formación y estabilización de la

película protectora de FeCO3 con lo cual, al incrementarse la velocidad del fluido, aumenta la

velocidad de corrosión del acero.

La Figura 7 indica el efecto del aumento de velocidad del fluido sobre la velocidad de

corrosión. Desde aproximadamente 0,91 a 2,13 metros por segundo (3 - 7 ft/s), el agua está en

un intervalo de transición entre flujo laminar y flujo totalmente turbulento y la velocidad de

corrosión relativa estará entre la condición de agua latente y la condición de corrosión/erosión.

La curva superior será la condición limitadora de velocidades en donde la erosión del metal

comenzará.

Parámetros Metalúrgicos.

La composición química, tratamiento térmico y características estructurales tienen un

importante rol en la corrosión de los aceros al carbono en ambientes que contiene CO2. Muchos

autores[6] han reportado el efecto beneficioso de la adición de cromo en la aleación. Sin

embargo, no existe un consenso en cual es la cantidad óptima de Cr a ser adicionada. Además

del Cr, también el molibdeno brinda una mayor resistencia a la corrosión del acero al carbono

en ambientes “dulces”[9]. Videm y Dugstad[27] afirman que pequeñas cantidades de Cu, Ni, Cr y

Mo incrementan el potencial de corrosión de acero al carbono, haciéndolo más noble.

Asimismo, otros estudios afirman que aceros al carbono con alto contenido de S tienen una

mayor resistencia a la corrosión en medios que contienen CO2 que aceros con bajo contenido

de Azufre (S)[9].

41

Figura 7. Corrosividad relativa del Agua vs. pH y Velocidad[9].

Elementos Aleantes.

A nivel industrial se han desarrollado nuevas aleaciones de acero al carbono con una mejor

resistencia a la corrosión “dulce” utilizando microaleantes y diversos procesos de tratamientos

térmicos y mecánicos. En la Figura 8 se muestra esquemáticamente el efecto de la adición de

diferentes elementos aleantes en la corrosión “dulce”.

Cromo: Como se menciono anteriormente, la adición de pequeñas cantidades de cromo

(0,5 -3%) proporciona una mejor resistencia a la corrosión en las aleaciones de acero al

carbono en medios que contienen CO2, ya que promueve la formación de una película

protectora estable de oxido de cromo. En la Figura 8 se observa esquemáticamente el efecto

del cromo en la Velocidad de corrosión. Un aumento en el contenido de Cr disminuye

progresivamente la Velocidad de corrosión. Mientras la adición de un 3% de Cr proporciona una

disminución de aproximadamente 10 veces la Velocidad de corrosión, la adición de 1,5% de Cr

no fue suficiente para asegurar un nivel adecuado de resistencia a la corrosión[9].

42

Figura 8. Efecto de diferentes Elementos Microaleantes en la Velocidad de Corrosión[28,29].

Vanadio: Al igual que el Cr, la adición de pequeñas cantidades de V disminuye la Velocidad

de corrosión del acero[29].

Titanio: Tiene algunos efectos beneficiosos en la corrosión. Sin embargo, tiene efectos

desfavorables en las propiedades mecánicas del acero.

Molibdeno: No tiene efecto en la Velocidad de corrosión en un estado activo del acero a bajo

pH, pero ayuda a obtener una genuina pasivación si ocurre un aumento del pH, fomentando la

formación de la película protectora.

Silicio y Cobre: Estos elementos microaleantes tienen un efecto beneficioso en la corrosión

“dulce” complementando la acción del Cr.

Películas Superficiales. Productos de Corrosión.

La corrosión “dulce” de las aleaciones de acero al carbono es fuertemente dependiente de

las películas superficiales formadas durante el proceso corrosivo. La característica protectora, la

velocidad de formación/precipitación y la estabilidad de la película controla la corrosión y su

naturaleza (corrosión uniforme o localizada, especialmente mesa ataque). La cinética de la

precipitación de la capa de FeCO3 es afectada por la concentración de hierro y carbonato y su

formación y crecimiento es extremadamente sensible a los cambios de temperatura[9]. Es

importante resaltar que algunas veces las películas pueden ser sumamente protectoras, pero en

otros casos pueden no ser protectoras e inclusive ser corrosivas.

En general, las características protectoras de una película/producto de corrosión dependen,

tanto de las características del acero al carbono (microestructura, historial de tratamiento

43

térmico, elementos aleantes), como de las variables del medio (pH de la solución, temperatura,

composición de la solución, velocidad de flujo, etc.)[9].

Figura 9. Efecto del contenido de cromo en la Velocidad de Corrosión [28,29].

Formación de la Película.

Las películas de corrosión formadas en un rango de temperatura entre 5 y 150°C en agua

que contiene CO2, pueden ser divididas en 4 clases principales y pueden apreciarse en forma

resumida en la Tabla 3.

Crolet y col.[21] clasificaron la morfología de la formación de películas de corrosión y como

esta afecta su carácter protector. En la Figura 10 se ilustra esta clasificación.

44

Tabla 3. Características de los Productos de Corrosión [11, 12].

TIPO DE PELÍCULA

RANGO DE TEMPERATURA DE FORMACIÓN

(°C)

CARACTERÍSTICA MEDIO DE CRECIMIENTO Y

COMPOSICIÓN

Transparente Por debajo de la

Temperatura ambiente

< 1µm de espesor, una vez formada es muy

protectora

Se forma rápidamente cuando la temperatura disminuye por debajo de la temperatura

ambiente. Constituida por Fe y O

Carburo de Hierro Sin rango < 100µm de espesor, metálica conductora y

no adherente

Porosa y frágil, constituida por Fe y C

Carbonato de Hierro

Mínima requerida entre 50 y 70°C

Adherente, protectora y no conductora

Morfología cúbica, constituida por Fe, C y O

Carbonato de Hierro + Carburo

de Hierro Máximo 150°C

Todo depende de cómo el FeCO3 se combine

con Fe3C

Constituida por carburo y carbonato ferroso

NO PROTECTOR

PROTECTOR

45

Figura 10. Diferentes Morfologías observadas de los Productos de Corrosión Protectores y no Protectores [21].

Control de Corrosión por CO2.

El amplio rango de variables ambientales que prevalecen en la industria del petróleo y gas

necesita una adecuada selección costo-efectiva de materiales y medidas de control de

corrosión. La corrosión puede imponer costos significativos en la selección de materiales en la

etapa de diseño, y su posible ocurrencia tiene serias implicaciones ambientales y de seguridad.

Más aún, bajo condiciones que tiendan a ser muy corrosivas, requiere una rigurosa estrategia

de manejo de la corrosión. El control de corrosión puede ser afectado de diversas maneras. En

el caso de la producción de gas y crudo los métodos de control de corrosión más utilizados son:

- Modificación de los parámetros operacionales (flujo, temperatura, remoción de agua)

o diseño del sistema (remoción de bordes agudos, espacios confinados, etc.).

- Modificación de la química del medio. Remoción de O2 de cualquier líquido

reinyectado en el flujo de producción, disminución de la presión parcial de CO2,

remoción de H2S, adición de inhibidores de corrosión, incremento del pH).

- Modificación de las condiciones interfaciales del metal. Modificación de de la

superficie o la posible aplicación de protección catódica.

- Aplicación de recubrimientos orgánicos (sistemas epoxi, epoxi fenolico-modificado) o

usar polipropileno como aislante del metal del medio corrosivo.

46

- Utilizar materiales mas resistentes a la corrosión (aceros con 13% de Cr, aceros

inoxidables dúplex como metal base o como revestimientos de los aceros al

carbono.

- Usar materiales no-metálicos (plásticos reforzados con fibra).

La eficiencia de cada método de control, debe ser evaluada, en el contexto de cada

aplicación, de la vida en servicio requerida para cada estructura y de la severidad de las

condiciones del medio corrosivo. Muchas decisiones previas a la escogencia de un método de

control deben ser tomadas, con base en, experiencias pasadas y preferencia individual. Así

pues, cada acción estará relacionada con los costos necesarios para un buen diseño inicial, en

conjunto con un entendimiento del proceso corrosivo que permita realizar un óptimo control de

corrosión que garantice la integridad de las estructuras.

Los inhibidores de corrosión son utilizados ampliamente para el control de corrosión en las

líneas que manejan gas y crudo. En muchos casos ellos son utilizados para inhibir la reactividad

de las aleaciones de acero al carbono en contacto con la fase acuosa presente en la producción

de gas y crudo.

Inhibidores de Corrosión

Un inhibidor de corrosión puede ser definido en términos generales, como una sustancia que

añadida en pequeñas concentraciones en un ambiente efectivamente reduce la velocidad de

corrosión del metal expuesto a ese medio. El uso de inhibidores químicos para disminuir la

velocidad de los procesos corrosivos es muy variado sin embargo, ellos siempre juegan un

papel preponderante. En la industria de producción y refinación, los inhibidores siempre han

sido considerados la primera línea de defensa contra la corrosión. Un gran número de estudios

científicos han sido devotos al tema de inhibidores de corrosión pero muchos de ellos han

crecido producto de experimentos de ensayo y error, ambos en laboratorio y en el campo[34].

Los inhibidores son químicos que reaccionan con la superficie metálica o con el medio al que

esta expuesta la superficie, otorgándole a la superficie metálica cierto nivel de protección. Los

inhibidores usualmente se adsorben en la superficie metálica, protegiendo así formando

películas. Disminuyen los procesos corrosivos por:

- Incrementando la polarización anódica o catódica (Curvas de Tafel)

- Reduciendo el movimiento y difusión de iones a la superficie metálica.

- Incrementando la resistencia eléctrica de la superficie metálica.

47

La eficiencia de un inhibidor puede ser expresada como:

100*(%))(

)()(

Blanco

InhBlanco

Vcorr

VcorrVcorrEficiencia

(11)

Donde:

Vcorr (Blanco): Velocidad de corrosión sin inhibidor

Vcorr (Inh): Velocidad de corrosión con inhibidor

En general, la eficiencia de un inhibidor debe incrementarse con un aumento de la

concentración de inhibidor (por ejemplo, un buen inhibidor tiene una eficiencia mayor del 95% a

una concentración de 0,008%, una eficiencia de 90% a una concentración de 0,004%)[34].

En la literatura existen listas numerosas de compuestos químicos inhibidores de corrosión,

de los cuales muy pocos se usan actualmente; esto en parte debido al hecho de que las

propiedades deseables de un inhibidor se extienden mas allá de una simple propiedad

relacionada a protección del metal. Consideraciones de costos, toxicidad, disponibilidad y

efectos ambientales (inhibidores amigables con el ambiente) son de importancia

considerable[34].

Clasificación de los Inhibidores de Corrosión

Los inhibidores de corrosión pueden clasificarse de diferente manera:

Por su Funcionalidad Química

Inhibidores Inorgánicos. Consisten usualmente en sales cristalinas como cromato de sodio,

fosfato o molibdatos. Los aniones negativos de estos compuestos son los involucrados en la

reducción de la corrosión del metal. Algunas veces el zinc puede ser utilizado en vez del sodio,

este catión puede tener un efecto muy beneficioso. Los compuestos de Zinc son llamados

inhibidores de carga mixta.

Inhibidores Orgánicos Aniónicos. Sulfonatos de sodio, fosfonatos o mercaptobenzothiazole

(MBT), son utilizados frecuentemente en aguas de enfriamiento y soluciones anticongelantes.

Inhibidores Orgánicos Catiónicos. Son compuestos alifáticos o aromáticos con grupos amina

cargados positivamente.

Por su Acción.

Inhibidores Pasivantes (anódicos). Los inhibidores pasivantes un cambio en el potencial de

corrosión en la dirección anódica, forzando a la superficie metálica hacia la zona de pasivación.

Existen dos tipos de inhibidores pasivantes:

- Aniones Oxidantes. Cromato, nitrito y nitrato que pueden pasivar el metal en

ausencia de oxígeno.

48

- Iones no oxidantes. Fosfato, tungstato y molibdato que requieren la presencia de

oxígeno para pasivar el acero.

Estos inhibidores son muy efectivos y por consiguiente son ampliamente usados para el

control de corrosión de diferentes sistemas (sistemas de enfriamiento, rectificadores, unidades

de refrigeración, etc.). Los inhibidores de pasivación pueden actuar causando picaduras o

acelerando la velocidad de corrosión cuando son adicionados en concentraciones por debajo

del límite mínimo. Por esta razón, es necesario un monitoreo continuo de la concentración del

inhibidor en el sistema.

Inhibidores Catódicos. Los inhibidores catódicos disminuyen la ocurrencia de la reacción

catódica o selectivamente precipitan en las áreas catódicas para incrementar la impedancia de

la superficie y el límite de difusión de las especies reducibles a estas áreas. Estos proporcionan

la inhibición mediante tres mecanismos, a saber:

- Venenos catódicos

- Precipitados catódicos

- Secuestrantes de oxígeno

Algunos inhibidores catódicos, como los compuestos de arsénico y antimonio, trabajan

dificultando la recombinación y descarga de hidrogeno. Otros inhibidores catódicos, como los

iones calcio, zinc o magnesio precipitan como óxidos para formar películas protectoras sobre el

metal. Los secuestrantes de oxígeno, por su parte, inhiben la corrosión previniendo a

despolarización catódica causada por oxígeno, el más usado a temperatura ambiente es el

sulfito de sodio (Na2SO3)

Inhibidores Orgánicos. Los inhibidores orgánicos alteran completamente la superficie de un

metal corroyéndose cuando están presentes en concentración suficiente. Los inhibidores

orgánicos o formadores de película, protegen al metal por la formación de una película

hidrofóbica sobre él. Su efectividad depende de su composición química, estructura molecular y

su afinidad por la superficie metálica. Debido a que la formación de la película es un proceso de

adsorción, la presión y temperatura del sistema son factores importantes a ser considerados.

Los inhibidores serán adsorbidos de acuerdo a la carga iónica del inhibidor y la carga de la

superficie. Los inhibidores catiónicos, como las aminas o aniónicos, como los sulfonatos, serán

adsorbidos preferencialmente dependiendo si el metal esta cargado positiva o negativamente.

Estos inhibidores construyen una película protectora, de moléculas adsorbidas, sobre la

49

superficie metálica, que se comporta como una barrera para la disolución del metal en el

electrolito.

Inhibidores de Precipitación. Son compuestos que causan la formación de precipitados sobre

la superficie del metal, formando una película protectora.

Los inhibidores más utilizados son los silicatos (silicato de sodio) y los fosfatos que requieren la

presencia de oxígeno para una inhibición efectiva.

Inhibidores de Fase Vapor. Son compuestos que se transportan en ambientes cerrados al

sitio corrosivo por volatización. Por ejemplo, en las calderas, la morfolina o hidracina son

transportadas con la corriente de vapor para prevenir la corrosión en los tubos

condensadores[34].

Inhibidores de Corrosión utilizados en la Industria Petrolera.

En la industria petrolera el método de control de corrosión más utilizado es la inyección de

inhibidores orgánicos o formadores de película, debido a su excelente desempeño en medios

“dulces” y “ácidos”. Estos inhibidores están constituidos principalmente por compuestos

orgánicos de nitrógeno, siendo los más comunes, los que tienen como parte de su estructura

largas cadenas de hidrocarburos (usualmente C18). Hoy en día estos inhibidores están

constituidos por largas cadenas alifáticas (diamina) o largas cadenas carbonadas

(imidazolinas). Además, se han realizado varias modificaciones en su estructura con el fin de

cambiar sus propiedades físicas y hacerlos más compatibles con el sistema (por ejemplo, el

oxido de etileno frecuentemente se hace reaccionar con estos compuestos, para producir un

derivado de polioxietileno que tiene varios grados de dispersabilidad en la salmuera). La

dispersabilidad en la fase aceite y en la fase acuosa (salmuera), es una de las más importantes

propiedades físicas de los inhibidores para sistemas de crudo y gas, ya que para que un

inhibidor sea efectivo este debe tener acceso al metal que se esta corroyendo[44].

A lo largo de los años, la mayoría de las formulaciones de inhibidores involucran compuestos

cuaternarios de amonio, sales de nitrógeno con moléculas de ácidos carboxílicos,

amidas/imidazolinas, piridinas en un solvente adecuado, entre otros (Fotografías en Apéndice 1,

Figura A1-6). Más recientemente, se han desarrollado formulaciones con adiciones de

moléculas orgánicas que contienen azufre, fósforo y nitrógeno que tienen un excelente

desempeño en sistemas que contienen CO2 y H2S. Además, con el fin de facilitar el transporte

del inhibidor a las zonas del metal a ser protegidas éste es mezclado con surfactantes.

También, son adicionados compuestos para la prevención de incrustaciones o con propiedades

biocidas[44].

50

El mecanismo a través del cual funcionan los inhibidores utilizados en la operaciones

petroleras es mediante la incorporación del inhibidor en una capa delgada de producto de

corrosión sobre la superficie del metal. Esta película en la superficie puede ser de sulfuro,

carbonato o óxido de hierro. La incorporación del inhibidor en el producto de corrosión es

evidenciada por[7]:

- Inhibición satisfactoria alcanzada a bajos niveles del inhibidor que la requerida para

la formación de una monocapa.

- Mientras la formación de la superficie inhibida toma horas, esta toma sólo segundos

para la inhibición mediante inhibidores que forman monocapas sobre la superficie.

- La observación microscópica de productos de corrosión en películas del inhibidor

sobre la superficie es posible, debido a que, a pesar que la permanencia de la

película de producto de corrosión sobre la superficie del metal es muy corta, en

presencia de pequeñas cantidades del inhibidor esta puede regenerarse una vez

que ha sido rota.

Existen muchas hipótesis y teorías que tratan de explicar la acción inhibidora de largas

cadenas de compuestos nitrogenados. Uno de los conceptos clásicos es llamado la “teoría del

sándwich”, la cual expresa que:

- En la parte inferior del sándwich existe una adhesión entre la terminación polar de la

molécula y la superficie del metal. La fuerza de esta acción protectora depende de

esta adhesión.

- La porción central del sándwich es la terminación no-polar de la molécula, y su

contribución para la protección es el grado en el cual esta porción de molécula

puede cubrir o humectar la superficie.

- La porción superior del sándwich es la película hidrofóbica de hidrocarburo unida a

larga cadena carbonada en el extremo del inhibidor. Esta película protectora crea

una barrera tanto para la disolución de lo iones ferrosos como para el ingreso de las

especies corrosivas[34].

Existen varios criterios que deben tomarse en cuenta antes de seleccionar un inhibidor, éstos

son[26]:

- Características del sistema: presión, temperatura, velocidad del fluido, patrón de

flujo, química del fluido, etc.

51

- Eficiencia deseada del inhibidor

- Disponibilidad

- Compatibilidad con los procesos existentes.

- Costos asociados. Buena relación ahorro/beneficio.

Costos de Corrosión y Estudio de Estrategias de Prevención.

A pesar de los desarrollos en aleaciones resistentes a la corrosión de las pasadas décadas,

el acero al carbono es el material usado en un 99% en la industria petrolera. Es usualmente la

opción más costo efectivo, siendo un factor de 3 a 5 veces más económica que los aceros

inoxidables. A pesar de su pobre resistencia a la corrosión en ambientes agresivos, los ahorros

en costos pueden hacerlos utilizables con la adición de inhibidores de corrosión al medio o

aplicando un recubrimiento protector al acero.

Una ventaja en particular de los inhibidores de corrosión es que pueden ser implementados

en sitio sin interrumpir el proceso. El mayor usuario de inhibidores es la industria de exploración

de crudo y gas, las refinerías de petróleo, la industria química, facilidades de tratamiento de

aguas, industria Manufacturera Pesada, Industria productora de aditivos. El mayor consumo de

inhibidores de corrosión lo tiene la industria petrolera, particularmente las refinerías. El consumo

total en los Estados Unidos se ha duplicado de aproximadamente 600 millones de dólares a

cerca de 1.1 billones de dólares en 1998[37].

Puntos de Monitoreo de Corrosión

La selección de puntos de monitoreo tiene una importancia vital tanto como los factores de

corrosión a ser considerados están siempre relacionados a la geometría del sistema y sus

componentes. La selección de estos puntos pudiera estar basada en un completo conocimiento

de las condiciones del proceso, materiales de construcción, detalles geométricos del sistema,

factores externos y registros históricos.

Como sólo puede considerarse un número finito de puntos, es deseable monitorear las

condiciones más críticas, en puntos donde el daño por corrosión se estima con mayor

severidad. Usualmente estos puntos pueden ser identificados por principios básicos de

corrosión, registros de análisis de falla en servicio y en consultas al personal de operación.

En la practica, la selección de los puntos de monitoreo está determinado por la existencia de

posibles accesos, especialmente en sistemas presurizados. Es usualmente preferible el uso de

52

puntos de acceso existentes, como bridas, para instalación de sensores. El uso de líneas en

paralelo (“by-pass”) puede ser usado en la práctica. Una desventaja de los “by-pass” es la

manipulación de condiciones locales (presión, temperatura) en regimenes altamente corrosivos

de manera controlada, sin afectar la operación actual de la planta[43].

Acceso al Proceso

Un factor clave en cualquier sistema de monitoreo es la disponibilidad de accesos al

proceso que permitan la instalación de sensores. En la mayor parte de los casos habrán

restricciones ubicadas en sitio ideal por el diseño de la planta, esto es particularmente cierto en

lugares donde el acceso a fondo de línea se hubiese preferido pero por consideraciones de

espacio no existe la disponibilidad.

Algunos sistemas de producción de crudo y gas requieren accesos en línea para algunos

sensores así que es posible hacer una parada del proceso para instalar o cambiar el equipo de

monitoreo. Los dos sistemas para acceso en línea más comunes son: el sistema de alta presión

(con un mecanismo de aislamiento) y el sistema retractable de baja presión; ambos usan un

ensamblaje simple de empacaduras y válvulas. El primero es capaz de operar a presión de

hasta 6000 psi mientras que el retractable se restringe a valores de 1000 o 1500 psi. Existen

muchos proveedores de estos sistemas. La siguiente información es necesaria para seleccionar

un sistema de acceso:

- Cambio de los sensores dentro o fuera de la línea.

- Valor de presión máxima de operación.

- Valores máx./min. de temperatura de operación.

- Material y Espesor de la tubería o del recipiente.

- Requiere inserción del sensor (medio de la línea, al ras de la pared del equipo).

- Orientación (usualmente se expresa en “marcas de reloj”, siendo las 12 el tope de la

línea).

- Disponibilidad/facilidad de acceso/instalación.

- Disposición del sistema existente.

Técnicas Electroquímicas utilizadas para la estimación de las velocidades de corrosión

Las técnicas electroquímicas convencionales han permitido determinar la velocidad de

corrosión de gran variedad de sistemas que emplean inhibidores para mitigar la corrosión. Sin

embargo, la mayoría de ellas son técnicas que involucran la aplicación de altos voltajes, que

generan grandes densidades de corriente, que deterioran la superficie metálica, como es el

caso de la polarización potenciodinámica, la cual limita su uso a evaluaciones de laboratorio.

53

En la actualidad, se han empleado extensivamente un gran numero de técnicas “no

destructivas” para evaluar inhibidores de corrosión de forma eficiente y adecuada, siendo la

técnica de resistencia a la polarización una de las más utilizadas para la estimación de la

velocidad de corrosión, tanto en aplicaciones de campo como de laboratorio. Sin embargo, su

utilización sólo es aplicable cuando el proceso corrosivo predominante es corrosión uniforme.

Es por esto que, en los últimos años, se ha potenciado la búsqueda y aplicación de técnicas

electroquímicas de mayor alcance como el uso de la técnica de Espectroscopia de Impedancia

Electroquímica (EIS) que permite estudiar procesos faradaicos o corrosivos que ocurren en el

sistema y a su vez evalúa el comportamiento del sustrato, el inhibidor de corrosión, el medio,

que conforman parte de los factores involucrados en el proceso corrosivo.

A continuación se describen las técnicas utilizadas en esta investigación para la estimación

de las velocidades de corrosión en sistemas con CO2 que contienen inhibidores de corrosión:

Técnicas de Polarización de Corriente Directa.

Estos métodos se basan en los diagramas de corriente-potencial (diagrama de Evans), los

cuales muestran gráficamente la relación entre el potencial reversible de ánodos y cátodos y la

polarización de las reacciones anódicas y catódicas. Estas dos reacciones son representadas

como curvas, interceptándose en un potencial (E) vs. Log. i, correspondientes al potencial de

corrosión y la densidad de corriente de corrosión, respectivamente.

La polarización consiste básicamente en el cambio del potencial con respecto a un potencial

de equilibrio, que en nuestro caso sería el potencial de corrosión (Ecorr) del sistema. Por lo

general se logra mediante la utilización de una fuente de corriente externa, como un

Potenciostato, mediante el cual se le aplica a la probeta metálica bajo estudio (electrodo de

trabajo: ET), un potencial definido (Pruebas potenciostáticas). Para efectuar las mediciones se

utiliza un electrodo de referencia (ER) por el cual no circule corriente, y adicionalmente se

incorpora al sistema un tercer electrodo, que permite cerrar el circuito, conocido como electrodo

auxiliar (EA).

Al imponer cualquier polarización ∆E se rompe el equilibrio del sistema pudiéndose medir

una corriente neta, instrumentalmente diferente de cero, que corresponde a la nueva diferencia

existente entre Ia y Ic a causa de la polarización:

It = Ia + Ic = Ia - |Ic| = ∆I (11)

La determinación del valor de esta corriente, permite entonces aplicar una serie de técnicas

para determinar la velocidad de corrosión del sistema, entre las que encontramos la Resistencia

a la Polarización (Rp) como unas de las técnicas más empleadas y Voltametría Cíclica. Como

54

fuente adicional de información sobre la forma de montaje y realización de las técnicas de

polarización se encuentran los siguientes estándares ASTM:

Hay que tener en cuenta que este tipo de técnicas electroquímicas dan como resultado una

lectura promedio de la superficie del electrodo de prueba, por lo que no resulta claro cuándo la

corriente de corrosión medida corresponde a una corrosión uniforme de la superficie o a una

corrosión localizada.

Técnica de Resistencia a la Polarización (Rp)

Stern[49,44] demostró las bases teóricas para el método de la resistencia a la polarización

lineal (Rp) y algunas evidencias empíricas para la determinación de la velocidad de corrosión

por medio de este método. Es una de las técnicas más usadas, en los últimos tiempos, para

estudiar la corrosión de un material y su inhibición en un medio específico[44].

Esta técnica se basa en la relación lineal entre el cambio de potencial y la densidad de

corriente resultante cuando se aplican potenciales de ±20 mV, alrededor del potencial de

corrosión (potencial a circuito abierto). Esta técnica permite determinar la velocidad de corrosión

de forma “no destructiva”, debido a los bajos potenciales implicados en el proceso, siendo sus

resultados concordantes con los obtenidos por métodos de pérdida de peso[45].

ASTM-G1 [42] Practica para preparación, limpieza y evaluación de corrosión a

especimenes de prueba.

ASTM-G3 [38] Práctica para la convención aplicable de las mediciones

electroquímicas en pruebas de corrosión

ASTM–G5 [36] Método de prueba de referencia estándar para la medición de

polarización anódica potenciostática y potenciodinámica

ASTM-G31 [43] Practica para pruebas en laboratorio de corrosión con inmersión de

metales.

ASTM-G59 [37] Práctica estándar para la conducción de mediciones de resistencia a

la polarización potenciodinámica

ASTM-G102 [39] Práctica estándar para el cálculo de la velocidad de corrosión y

recopilación de información a partir de mediciones electroquímicas

ASTM-G111 [44] Método para pruebas de corrosión en ambientes con alta temperatura

o alta Presión y/o ambos.

ASTM-G170 [45] Práctica estándar para evaluar y calificar en laboratorio inhibidores de

corrosión para la industria petrolera y de refinación.

55

El valor de la resistencia a la polarización (Rp) es la pendiente de una curva de polarización

al Ecorr (ver Figura 11 donde m es el valor de la pendiente), donde i = 0, utilizando las

siguientes ecuaciones[47]

i

E

Rp (12)

La Rp puede ser convertida en icorr, utilizando la ecuación de Stern-Geary[48,49]

Rp

Bicorr

(13)

Donde B es un parámetro calculado mediante la Ecuación 20, utilizando las pendientes

anódicas y catódicas de Tafel, βa y βc, respectivamente. Estas pendientes se toman de las

curvas de polarización potenciodinámica, que deben ser realizadas a nivel de laboratorio en el

mismo sistema, generalmente después de haber aplicado la técnica de RP.

ca

caB

303.2

(14)

Si βa tiende a infinito, el parámetro B puede ser calculado como:

2,303

cB

(15)

Y, la pendiente catódica de Tafel (βc) puede determinarse a partir de la curva catódica de

una gráfica de polarización potenciodinámica, mediante la ecuación:

log

E-Ec

1

2

12

i

i

(16)

Las pendientes de Tafel, y por lo tanto el valor de B, sólo pueden ser determinados mediante

datos experimentales. Sin embargo, debido a la gran mayoría de datos reportados en

numerosas investigaciones, el valor de B, generalmente, se toma como constante en función

del medio en estudio.

Esta técnica es gran utilidad en sistemas que sufren procesos de corrosión uniforme,

controlados por una única reacción anódica y una única reacción catódica. Ofrece una ventaja

clara sobre otras técnicas de polarización, ya que establece una relación lineal para pequeños

rangos de polarización, alrededor de ±20 mV a partir del potencial de corrosión, lo que la hace

no destructiva.

56

FIGURA 11. Curva de Resistencia a la Polarización.

Técnicas Voltamétricas:

La aplicación de una técnica voltamétrica conduce a la medición de una corriente como

resultado de la aplicación de un potencial y al uso de una celda electroquímica con tres

electrodos, en el cual el electrodo de trabajo es un electrodo sólido. La respuesta en corriente

depende del proceso electroquímico que se desarrolla en la superficie del electrodo de trabajo,

de las condiciones hidrodinámicas y del programa de potencial aplicado. El uso de un sistema

electroquímico de tres electrodos con un potenciostato permite la aplicación exacta de

funciones de potencial y la medida de la corriente resultante. Las distintas técnicas

voltamétricas que existen se diferencian básicamente entre sí en la función potencial que se

aplica al electrodo sólido de trabajo. Algunas de estas técnicas que se abarcaran en este

informe son:

- Voltametria de Barrido Lineal

- Voltametria Cíclica

- Voltametria de Pulso Normal

- Voltametria de Pulso Diferencial

- Voltametria de Onda Cuadrada

- Voltametria de Preconcentración y Redisolución

Voltametría de Barrido Lineal:

57

Esta técnica consiste en la aplicación de un potencial que varía linealmente en función de un

tiempo determinado a partir de un potencial E1. En cada momento, el potencial aplicado

responde a la siguiente ecuación:

E = E1 + vt (19)

Donde v es la velocidad de barrido del potencial con el tiempo, dE/dt. Esta variación de

potencial se aplica hasta un potencial E2. De acuerdo con lo antes mencionado, al sistema

electroquímico se le aplica la siguiente función (Figura 12.1)

Figura 12.1 Potencial aplicado en función del tiempo.

Y el sistema electroquímico da como respuesta a la perturbación aplicada, la siguiente curva

de intensidad de corriente-potencial (Figura 12.2):

Figura 12.2 Respuesta electroquímica.

A la curva obtenida de intensidad de corriente-potencial como respuesta del sistema

electroquímico se le denomina voltamograma o voltaamperograma. El voltagrama obtenido

puede suministrar información acerca del potencial redox y la reversibilidad del sistema

electroquímico. Las características del voltagrama obtenido por esta técnica dependen de una

serie de factores:

- La velocidad de transferencia electrónica de la reacción.

- La reactividad química de las especies electroactivas.

- La velocidad de barrido de potencial aplicada.

58

Cuando se aplica esta técnica, un incremento en la velocidad de barrido produce un

incremento en la corriente faradica que se registra, lo que permite un incremento de la relación

de la señal analítica con respecto a la señal proveniente del ruido electroquímico.

Por ejemplo, al aplicar esta técnica en la reducción del sistema Fe+3/Fe+2, se debería

registrar el voltagrama dado en la Figura 12.2, al aplicar un barrido simple de potencial en la

dirección catódica a la solución electrolítica que contiene solamente iones Fe+3.

El barrido de potencial comienza desde el lado izquierdo de la curva corriente-potencial,

donde no se produce ninguna corriente. Cuando el potencial es barrido hacia el lado derecho,

hacia valores más negativos de potencial, una corriente faradica comienza a desarrollarse hasta

que alcanza un máximo y luego decae. Para interpretar este comportamiento es necesario

considerar la influencia del potencial sobre el equilibrio establecido en la superficie del

electrodo. Si se considera la reducción electroquímica de Fe+3 a Fe+2, la velocidad de

transferencia electrónica es rápida con respecto a la velocidad de barrido de potencial, por

tanto, el equilibrio que se establece en la superficie del electrodo es similar al predicho por la

termodinámica. Cuando se tiene un equilibrio electroquímico se aplica la ecuación de Nernst:

][

][ln

2

3

Fe

Fe

nF

RTEE O (20)

La cual predice la relación entre la concentración y la diferencia de potencial, donde E es la

diferencia de potencial aplicado y E° es el potencial estándar del electrodo. Por tanto, cuando el

potencial es barrido desde E1 hasta E2 la posición del equilibrio, se corre desde el punto donde

no hay conversión del reaccionante en E1 hasta la completa conversión del reaccionante en E2.

La forma que toma el voltagrama puede relacionarse considerando el potencial aplicado y los

efectos de transferencia de masa desde el seno de la solución a la superficie del electrodo.

Cuando el potencial es barrido inicialmente desde E1 el equilibrio en la superficie del electrodo

comienza a alterarse y una corriente comienza a fluir debido al proceso de reducción que

comienzan a experimentar los iones Fe+3. La corriente se incrementa a medida que el potencial

es barrido más lejos de su valor inicial hacia valores cada vez más negativos, y la posición del

equilibrio es desplazada hacia el lado donde una mayor cantidad de iones Fe+3 están siendo

convertidos en iones Fe+2.

El pico de corriente que se observa en el voltagrama se forma debido a que en algún punto

de la capa difusa de la doble capa eléctrica que se desarrolla en la interfase electrodo-solución,

el flujo de especies reaccionantes hacia el electrodo no es suficientemente rápido para

satisfacer la ecuación de Nernst. En estas condiciones la corriente comienza a decaer siguiendo

el comportamiento predicho por la ecuación de Cottrell:

59

2/12/1

*0

2/10)()(

t

CDAFntiti d

(21)

Donde F es la constante de Faraday, n es el número de electrones, A es el área de la

superficie del electrodo, Do es el coeficiente de difusión, C* es la concentración de la especie

electroactiva en la superficie del electrodo y t el tiempo.

Cuando la velocidad de barrido es variada, la respuesta en corriente también cambia, Figura

12.3.

Figura 12.3 Familia de voltagramas obtenidos al aumentar la velocidad de barrido.

Este comportamiento se explica considerando que el tamaño de la capa difusa cambia al

variar el tiempo en que transcurre un barrido de potencial. Mientras más lento sea el barrido de

potencial, mayor será la capa difusa y, por consiguiente, el flujo hacia la superficie del electrodo

será considerablemente más pequeño que el que se produce cuando la velocidad de barrido de

potencial es mucho más rápida. Como la corriente es proporcional al flujo hacia el electrodo, la

magnitud de la corriente será más baja, a bajas velocidades de barrido de potencial y más alta,

a altas velocidades de barrido de potencial.

Por otro lado, si el potencial de pico no se desplaza al variar la velocidad de barrido de

potencial, este es indicativo de que el proceso es controlado por una transferencia electrónica

reversible en el cual la cinética de transferencia electrónica es muy rápida.

Si por el contrario, al variar la velocidad de barrido se observa que el potencial del pico de

corriente en el voltagrama se desplaza (Figura 12.4) esto es indicativo de que el proceso de

transferencia electrónica es lento y el proceso en si no es reversible.

60

Figura 12.4. Familia de voltagramas obtenidos al disminuir la velocidad de barrido.

Voltametría Cíclica:

Esta técnica consiste en la aplicación de un potencial que varía linealmente en función de un

tiempo determinado a partir de un potencial E1 hasta un potencial E2 donde el barrido de

potencial se revierte hasta alcanzar nuevamente el valor de E1. La Figura 12.5 muestra la

función de potencial (diente de sierra o triangular) en función del tiempo que se le aplica al

electrodo de trabajo en la celda electroquímica cuando se usa la técnica de Voltametría Cíclica.

Figura 12.5 Potencial triangular aplicado en función del tiempo.

La Figura 12.6 muestra las curvas de intensidad-potencial que se obtienen como respuesta

del equipo electroquímico al aplicarle una función de potencial triangular en función del tiempo.

61

Figura 12.6 Voltagrama obtenido por la señal aplicada en la Figura 12.5.

La forma exacta de estas curvas depende del tipo de proceso que tiene lugar en el electrodo

de trabajo. Al aplicar esta técnica, por ejemplo, las especies formadas por oxidación en el

primer barrido de potencial entre E1 y E2 pueden ser barridas en el segundo barrido de potencial

entre E2 y E1. Esta técnica suele utilizarse como previa en cualquier estudio electroquímico, ya

que ofrece una primera información acerca del proceso que se desea investigar en la superficie

del electrodo de trabajo. Además permite conocer sobre el estado de limpieza o no del

electrodo, así como de la superficie real que ofrece el electrodo al proceso electroquímico que

se desarrolla en él. Por otro lado, permite conocer sobre la reversibilidad del proceso

electroquímico (es decir, si la cinética de la transferencia electrónica en la reacción que se lleva

en la superficie del electrodo es tan rápida que el potencial del electrodo de trabajo cumple con

la ecuación de Nernst), y sobre la estabilidad del analito en los diferentes estados de oxidación

en que se puede presentar en el proceso electroquímico. Es por ello que esta técnica es

utilizada ampliamente en la caracterización de sistemas redox y en estudios mecanísticos de

procesos electroquímicos.

El análisis de las curvas voltamétricas también puede suministrar información valiosa acerca

de los procesos de adsorción o deserción que pudieran estar acoplados a los procesos de

oxidación y reducción, así como de la influencia de especies complejantes.

Por ejemplo, realizando barridos a diferentes potenciales de retorno, próximos al potencial en

el que se inicia el proceso de reducción, se puede determinar si se produce un proceso de

electrodeposición en el cual un proceso de crecimiento de una nueva fase sobre el electrodo de

trabajo estuviera ocurriendo, y el análisis cuantitativo de los picos de intensidad de corriente,

midiendo sus alturas y su posición, permite obtener una información más detallada del proceso.

62

La asimetría que presentan los picos en un voltagrama cíclico se debe a la difusión del

analito desde el seno de la solución hacia la superficie del electrodo.

En un voltagrama cíclico se puede identificar una corriente de pico anódico y una corriente

de pico catódico (Ipa y Ipc) y los potenciales a los cuales se observan esos máximos de corriente.

Se puede identificar además el potencial al cual la corriente es la mitad de la corriente de pico

(Ep/2) y la diferencia de potencial entre el pico de corriente anódico y el pico de corriente

catódico, así como las zonas de control cinético (Zc), control mixto (Zm) y control difusional (Zd).

En la Figura 12.7 se puede apreciar lo antes dicho.

Figura 12.7 Voltagrama Cíclico.

Las Figuras 12.8a y 12.8b muestran los voltagramas cíclicos típicos que se obtienen en

proceso de adsorción-desorción para un sistema completamente reversible y para un sistema

cuasi-reversible.

Figura 12.8ª. Sistema reversible Figura 12.8b. Sistema cuasi-reversible.

63

Las cargas asociadas en el proceso anódico y catódico son iguales y los picos son

simétricos en un proceso reversible de adsorción, debido a la cantidad fija de la especie

electroactiva adsorbida en la superficie del electrodo. Los valores de Ip, Ep y el ancho del pico

de corriente dependen del tipo de isoterma de adsorción que gobierna el proceso y de las

fuerzas relativas de adsorción de las especies electroactivas O y R. Por ejemplo, en el caso

donde el proceso de adsorción puede ser descrito a través de la isoterma de Langmuir se tiene

que EPC = EP

A, y la densidad de corriente viene dada por la ecuación siguiente:

(22)

Donde O es el exceso de superficie de O antes de iniciar el barrido. La corriente de pico es

proporcional a la velocidad de barrido v. El área bajo el pico catódico se corresponde con la

carga asociada con la reducción de la capa adsorbida de O, y esto permite determinar el exceso

de superficie de O a través de la siguiente ecuación:

nF

QO (23)

En un proceso de adsorción cuasi-reversible, el voltagrama registrado exhibirá un pico

reverso, pero ambos picos no serán simétricos y los potenciales de pico no serán iguales

(Figura 12.8b). En cambio, si el proceso de adsorción es irreversible no se observará un pico

reverso.

Cuando se lleva a cabo un proceso de deposición de metales sobre otras fases electródicas

diferentes al metal que se está depositando a partir de soluciones diluidas del mismo, el

voltagrama que se registra presenta ciertas características típicas de dicho proceso de

deposición (Figura 12.9). Se observa en el barrido de regreso un cruzamiento de la curva con la

obtenida en el barrido directo y un pico reverso bastante pronunciado y simétrico, el cual es

atribuido a que el material que está reaccionando está depositado sobre la superficie del

electrodo y, por tanto, no necesita difundir hacia la superficie del electrodo para reaccionar. Por

otro lado, el cruzamiento de las curvas que se obtienen durante el barrido directo y el barrido

inverso se debe a que la formación estable de núcleos del metal que se está depositando sobre

una superficie electródica distinta a éste requiere de un potencial más negativo (sobrepotencial

de nucleación) que el requerido para reducir los cationes M+ n. Esto quiere decir que el potencial

es más negativo para depositar un metal sobre una superficie distinta que el potencial que se

requiere para depositar dicho metal sobre su superficie. Por supuesto, cuando se produce el

barrido inverso, el cruzamiento de las curvas, tanto catódica como anódica, se produce porque

ocurre redisolución del metal al potencial de equilibrio M/M+ n. Al pico reverso se le suele llamar

RTvFn

I OCP

22

64

pico de redisolución, y al área bajo dicho pico, corresponde a la cantidad de material depositado

sobre la superficie del electrodo durante el barrido directo de potencial.

Figura 12.9. Voltamograma cíclico característico de la deposición de un metal donde se exhibe un sobrepotencial de nucleación.

La técnica de voltametría cíclica es una de las más utilizadas, ya que permite de una manera

rápida y sencilla la caracterización de un sistema electroquímico y a través de la misma se

puede estimar el potencial redox de dicho sistema, se puede obtener información acerca de la

velocidad de transferencia electrónica entre el electrodo y el analito, información acerca de la

estabilidad del analito en sus diferentes estados de oxidación, a través de los cuales se puede

pasar durante el estudio voltamétrico. Además, esta técnica permite obtener información acerca

de las características del electrodo de trabajo (determinación del área del electrodo, limpieza del

mismo y otros).

Espectroscopía de Impedancia Electroquímica (EIE).

La técnica de Espectroscopia de Impedancia Electroquímica (EIE) ha sido ampliamente

utilizada, en los últimos años, para caracterizar los procesos corrosivos de sustratos metálicos

cubiertos con sustancias orgánicas no conductoras, tal como están definidas por inhibidores,

recubrimientos y biopelículas[49]. Adicionalmente, se ha reportado que con esta técnica puede

detectarse corrosión de tipo localizada, que es la morfología típica del ataque por CO2[50].

Impedancia es el término usado para describir el equivalente en corriente alterna (AC) de la

resistencia en corriente directa (DC). En DC la relación entre el voltaje y la corriente está dada

por la Ley de Ohm:

V = I * R (24)

donde V es el voltaje a través de un resistor R e I es la corriente. Mientras que para señales de

AC:

V = I * Z (25)

65

donde Z es la impedancia del circuito.

Por lo tanto, la técnica de EIE consiste en la aplicación de un pequeño voltaje sinusoidal

(entre 5 o 10 mV en AC) al sistema bajo estudio, a una determinada frecuencia, evaluando así

las respuestas de corriente. Estas respuestas pueden variar sustancialmente, dependiendo de

las especies de carga presentes y de la naturaleza del electrolito y electrodos[51] .

El objetivo de la misma consiste en determinar la impedancia eléctrica de la interfase, la cual

puede ser medida y modelada en un circuito eléctrico equivalente conformado por resistencias y

condensadores. El circuito equivalente más simple, el cual reproduce muchos sistemas

electroquímicos, es el propuesto por Randles (Figura 13). Los componentes de este sistema

son la resistencia del electrolito (Rs), la resistencia a la transferencia de carga (Rct o Rp) y un

condensador (C).

Figura 13. Circuito equivalente simple propuesto por Randles utilizado para determinar la resistencia a la transferencia de carga utilizando la técnica de EIE.

Los resultados de la aplicación de la técnica pueden ser representados gráficamente

mediante los siguientes dos diagramas o espectros de impedancia:

Diagrama de Nyquist: Donde la representación se realiza en el plano de números complejos

o imaginarios. Es un diagrama de la componente imaginaria de la impedancia (Zimag o Z’’) vs. la

componente real (Zreal o Z’), para cada frecuencia de excitación. El diagrama de Nyquist para el

circuito de Randles (Figura 13) se muestra en la Figura 14.

CRs

Rct

Eje Imaginario

Eje Real

Frecuencia () ≈ 0

Frecuencia () ≈

66

Figura 14. Diagrama de Nyquist para el circuito equivalente de Randles.

Es importante destacar, que muchas veces, para facilitar los cálculos y el entendimiento de

este diagrama, el mismo se representa como –Zimag vs. Zreal, quedando el semicírculo de la

Figura 18 invertido. En este diagrama, la resistencia del electrolito (Rs) corresponde al primer

punto de corte con el eje real, que coincide con muy altas frecuencias (); mientras que la

resistencia a la transferencia de carga o Rp se consigue a frecuencias muy bajas o el segundo

punto de corte con el eje horizontal (Rs + Rp).

Diagramas de Bode: En estos diagramas se representa el módulo de impedancia (Z) y el

ángulo de fase () vs. la frecuencia (). La Figura 15 muestra los diagramas de Bode para el

circuito de Randles. La representación del módulo de impedancia corresponde a dos líneas

rectas paralelas al eje de las abcisas, para altas y bajas frecuencias; y una diagonal de

pendiente -1 para frecuencias intermedias. La extrapolación de la recta a altas frecuencias

hasta cortar el eje vertical da el valor de Rs y la extrapolación de la recta a bajas frecuencias,

resulta en Rs+ Rp. Con respecto al gráfico correspondiente al ángulo de fase, en los límites de

bajas y altas frecuencias es prácticamente cero. A frecuencias intermedias, aumenta

pudiendo alcanzar 90º, típico de un comportamiento puramente capacitivo. Una de las ventajas

de los diagramas de bode sobre los de Nyquist, es que la frecuencia aparece en uno de los

ejes, por lo que es fácil entender, a partir del diagrama, la dependencia de la impedancia con la

frecuencia. Al mismo tiempo, la representación gráfica utiliza el logaritmo de la frecuencia y de

la magnitud de Z, lo cual permite representar un amplio rango de frecuencias en un mismo

gráfico, dando a cada década igual peso.

Figura 15. Diagrama de Bode para el circuito equivalente de Randles (Una sola constante de tiempo).

67

Es imprescindible mencionar que no todos los sistemas se comportan eléctricamente de

forma similar al circuito de Randles. Muchos sistemas son muchos más complejos, siendo

necesario considerar elementos paralelos adicionales a los componentes básicos del de

Randles, aumentando así la complejidad del circuito equivalente a utilizar. Sin embargo, con

EIE es posible separar los distintos fenómenos elementales que tienen lugar sobre el electrodo

analizando los diagramas de Nyquist o Bode y determinando si existen diferentes constantes de

tiempo (o cambios de pendiente) en el sistema. Por ejemplo, para un metal que se corroe

libremente, la técnica puede separar las reacciones electroquímicas de la adsorción de

productos o del transporte de masa por difusión. Al variar la frecuencia de análisis es posible

separar estos fenómenos elementales que tienen diferentes constantes de tiempo. [55] Lo difícil

en estos casos es encontrar el circuito equivalente adecuado.

No obstante, se han realizado diversas investigaciones con la técnica EIE y propuesto otros

circuitos equivalentes para algunos casos específicos. Por ejemplo, para fenómenos

difusionales o para aquellos sistemas con control mixto (activación-difusión) el circuito

equivalente comúnmente usado es el que se presenta en la Figura 16. Este proceso es

observado a bajas frecuencias, como consecuencia de los cambios de concentración y difusión,

y por lo tanto es necesario incluir este efecto en el circuito equivalente, en serie con la reacción

de corrosión controlada por la transferencia de carga (Rct) y en paralelo con la doble capa

emulada por el condensador (Cdl). El efecto de la impedancia de difusión es un elemento

adicional denominado impedancia de Warbug (W).

Figura 16. Modelo de circuito equivalente con control mixto difusional.

Los Diagramas de Nyquist y Bode para sistemas difusionales o con control mixto se

muestran en la Figura 17. El diagrama de impedancia en el plano complejo tiende a dar un

tramo recto a bajas frecuencias, formando un ángulo de 45º con la horizontal (Figura 17.A). A

menudo el espectro puede iniciarse con un semicírculo a altas frecuencias y luego sufrir un

corte a frecuencias intermedias a partir de dónde se forma la línea recta a bajas frecuencias

CRs

Rct

W

68

(Figura 17.B) En el diagrama de Bode (Figura 17.C) el cambio de ángulo de fase es hasta 45º.

Si el sistema tiene control mixto, en este diagrama se observan dos cambios de pendiente o

constantes de tiempo (Figura 17.D).

Figura 17. Diagramas de Nyquist y Bode para el circuito equivalente con el elemento Warburg (W): A) Nyquist para un sistema netamente difusional; B) Nyquist para un sistema con control mixto (activación-difusión); C) Bode para sistemas difusionales; D) Bode para sistemas con

control mixto.

Castaneda et al.[57] caracteriza la estabilidad de películas por métodos electroquímicos y

técnicas de análisis de superficie en el acero al carbono descrito en soluciones de salmuera con

A B

C D

69

CO2 promoviendo la formación de FeCO3 en sitios activos por la disolución de películas de

óxido de hierro. Hacen uso del método de Disco Rotatorio aplicando la técnica electroquímica

de Espectroscopia de Impedancia Electroquímica (EIE) para evaluar la eficiencia del inhibidor y

el efecto de la condición hidrodinámica sobre el medio evaluado. Encontraron que la adición del

inhibidor base amina cambia la naturaleza de la película creando un proceso de control

difusional e incrementa la estabilidad de la barrera adherente incrementando la señal de

capacitancia.

El trabajo de Videm[61] muestra una serie de experimentos usando las técnicas de

Voltametría Cíclica (VC) y Espectroscopia de Impedancia Electroquímica (EIS) de corta

duración (2 horas) en salmuera desaireada con 1 bar de CO2 y diferentes concentraciones de

carbonato de hidrógeno (HCO3-). Los estudios de Impedancia sugieren al fenómeno de

adsorción como responsable del control cinético. La Voltametría fue aplicada con una señal

modulada AC, la velocidad de disolución anódica a pH menores a 6 presento dos mecanismos.

El cambio del mecanismo presentado en la VC por una máxima velocidad de disolución a una

impedancia mínima. . El ion cloruro induce la ruptura de películas pasivas y ataque localizado

sobre el potencial crítico de picadura. Sin embargo, los potenciales de picadura alcanzados

fueron más elevados que los obtenidos con el metal expuestos a aguas de formación pozos de

crudo-gas.

Estudios sobre diferentes métodos de determinación de Residual de Producto Inhibidor de

Corrosión[55] destacan la importancia de la precisión en la obtención de residual de producto en

diferentes métodos y las posibles fuentes de error al trabajar son muestras de fluidos de

yacimientos y en general de procesos de la industria petrolera. La integridad de la muestra, la

apropiada selección del método analítico a usar, la eliminación de interferencias matriciales y la

correcta extracción de sólidos si están presentes constituyen las fuentes de error en los

resultados obtenidos durante la determinación de valores de residual de inhibidor de corrosión.

Durante una extensiva revisión teórica de una lista de procedimientos para determinación de

residuales de inhibidor de corrosión del tipo fílmicos comúnmente usados en la industria

petrolera, destaca el trabajo de A. Son[6] que discute ampliamente una serie de procedimientos

que van desde simples técnicas de extracción de fases hasta aquellas que usan instrumentos

sofisticados y costosos, desde análisis generales a técnicas especializadas según la especie

química a determinar. Factores como la partición, reacciones químicas con otras especies,

adsorción en sólidos, cambios de solubilidad, etc., deben comprenderse y considerarse en los

cálculos. La utilidad y aplicabilidad de los métodos se compara en base a costos e

implementación, rango de aplicación, selectividad, precisión, límite de detección,

reproducibilidad y limitaciones. Esta revisión incluye el análisis de las necesidades de la

70

industria y los retos que enfrentan los investigadores para el desarrollo de nuevas

metodologías.

El trabajo de Winning et al[2] revisa los aspectos prácticos para el monitoreo de la eficiencia

de inhibidores de corrosión en líneas principales y tuberías de transmisión en tierra firme y costa

afuera. Las técnicas de monitoreo y los parámetros incluyen residuales de inhibidor, cuentas de

hierro, cupones de perdida de peso y probetas ER de alta resolución.

El artículo de A. Son[56] destaca que el análisis químico de residual de producto, cualquiera

sea cualitativo o cuantitativo, reúne información que relaciona protección de corrosión del

sistema. Los métodos residuales tienen la ventaja de ser rápidos, sensibles, fáciles de

establecer, de bajo costo y pueden ser excelentes herramientas provistas para que el personal

de campo y de laboratorio comprenda sus limitaciones. La exactitud del análisis químico es tan

bueno como lo este la muestra analizada, por ello, las muestras deben ser representativas del

sistema que es monitoreado. Se discute el uso de esta técnica para monitoreo de sistemas

dulces y propone una guía para alcanzar exactitud y precisión de los análisis. Se discuten dos

casos históricos que involucraron fugas en equipos en sistemas de producción de

gas/condensado.

Otro trabajo de Son[62] discute la aplicación y comportamiento de partición de inhibidores de

corrosión dispersables en agua en una tubería de transmisión bifásica con condensado como

fase hidrocarburo. La practica del monitoreo con concentraciones residuales de producto para

control de corrosión y el ajuste de niveles de tratamiento es evaluado. Se presentan

recomendaciones basadas en el buen entendimiento de la partición de producto. Casos

históricos de dos sistemas de producción, donde las aguas de producción difieren en salinidad y

en las relaciones de agua/condensado producidos. Las técnicas de monitoreo desarrolladas

para cada inhibidor en uno de sus mayores componentes, usualmente el componente más

soluble/dispersable en agua. Se demuestra que componentes de inhibidores diseñados para

completa solubilidad en agua aún particionan en el condensado. En un caso, ambas fases son

analizadas y se toma en cuenta el balance de masa de inhibidor inyectado después de

equilibrar el sistema. Las dificultades encontradas en el análisis son discutidas. En el segundo

sistema, se demuestra que el análisis residual debe ser una guía más que un factor

determinante de la eficiencia. En pruebas para un nuevo inhibidor de corrosión, preocupaciones

sobre bajos niveles de residual fueron evaluados a través de monitoreo de eficiencia usando

técnicas electroquímicas. El trabajo de Quiroz et al[58] destaca una evaluación electroquímica del efecto de solubilidad

de inhibidores de corrosión sobre la eficiencia en el control de la corrosión por CO2,

considerando un fluido multifásico estratificado. El estudio se llevó a cabo mediante pruebas

71

cualitativas de solubilidad y curvas de polarización lineal, empleando acero al carbono API 5L

X42 en solución salina de NaCl 3,5% en peso, saturada en CO2, pH 3,5 y una mezcla de

kerosén/diesel/tolueno para simular un crudo, manteniendo la temperatura a 25°C. Se

evaluaron dos inhibidores de corrosión comerciales variando la fase sobre la cual se añadió el

producto. El inhibidor de corrosión que presentó solubilidad en la fase hidrocarburo mostró baja

eficiencia de inhibición, debido a que no se incorporó a la fase acuosa y en consecuencia no

interaccionó con la superficie metálica. El inhibidor que presentó dispersabilidad en la fase

hidrocarburo, estuvo más disponible en la fase acuosa para la interacción con la superficie

metálica, presentando una mayor eficiencia en el control de la corrosión.

El trabajo de investigación de Papavinasam[59] evalua 6 tipos de inhibidores de corrosión

específicos para tuberías que transportan crudo y gas (3 de inyección continua y 3 por bache).

Los sistemas estudiados fueron tuberías de transporte de gas-crudo, crudo-gas y transmisión

de crudo. Los ensayos fueron realizados a las mismas condiciones de las tuberías, tanto en la

composición del fluido como en la presión parcial de los gases ácidos CO2 y H2S. Se efectúo la

evaluación a condiciones estáticas y a condiciones dinámicas utilizando electrodos de cilindro-

disco rotatorio, y la caja rotatoria. Se utilizaron las técnicas de polarización lineal,

espectroscopia de impedancia electroquímica, entre otras, para la determinación de la velocidad

de corrosión, así como también, cupones de pérdida de peso. La velocidad de corrosión

estimada, sin adición de inhibidor en condiciones estáticas, está entre 25-70 mpy (sistema Gas-

Crudo), 25-130 mpy (sistema Crudo-Gas). En el caso de la velocidad de corrosión por

picaduras, ésta es mayor en todos los sistemas. Sin embargo, la adición de los diferentes

inhibidores de corrosión la reduce significativamente, en todos los casos.

Simon Thomas[60] presenta una perspectiva práctica de los inhibidores de corrosión en

operaciones de producción. Para alcanzar este fin muestra ejemplos de inhibiciones en pozos

de gas dulce, tuberías y líneas de flujo de gas húmedo y tuberías de crudo son discutidas e

identificadas sus retos. Se muestra una serie de problemas comunes que pueden evitarse con

un adecuado programa de selección mediante pruebas de eficiencia. Otros factores clave de

igual importancia son una adecuada evaluación económica para soporte de la opción de

inhibición de corrosión como primera línea de defensa y diseño detallado del sistema,

incluyendo la verificación del mecanismo de corrosión y de los equipos de inyección. Se resalta

que la inhibición será exitosa solamente si operaciones esta comprometido en una etapa

temprana de producción y los procedimientos se incluyen en los planes de mantenimiento.

72

CAPÍTULO II

MARCO METODOLÓGICO

En este capítulo se presentan en forma detallada, la muestra, los materiales, reactivos y

equipos, así como la metodología seguida para llevar a cabo el diseño experimental de esta

investigación. La misma constó de una evaluación electroquímica del acero al carbono tipo API

5L X42, llevada a cabo en laboratorio en dos fases y una evaluación en campo. En primer lugar

se realizó una evaluación en laboratorio a alta temperatura y alta presión, en condiciones

dinámica y estática usando agua sintética, saturada con CO2. En segundo lugar, se iniciaron

una serie de evaluaciones en campo, en la locación del pozo seleccionado, evaluando la

velocidad de corrosión en cabezal de pozo del fluido sin tratamiento químico y con la aplicación

de los cuatro inhibidores seleccionados para el estudio, por inyección continua vía capilar en

fondo de pozo, específicamente a la succión de la bomba electrosumergible. En tercer y último

lugar se evaluaron en laboratorio los cuatro inhibidores seleccionados a alta temperatura,

presión atmosférica y condición estática con muestra de agua del pozo saturada con CO2,

permitiendo de esta manera comparar los resultados de laboratorio con los de campo usando

las técnicas electroquímicas de Espectroscopia de Impedancia Electroquímica, Voltametría

Cíclica y Resistencia a la Polarización, para de esta forma verificar la eficiencia de los

inhibidores de corrosión.

Caracterización del Material

El material de la tubería de producción del pozo es un acero al carbono tipo API J55,

fabricado bajo la especificación API 5CT, que por sus propiedades mecánicas de alta

resistencia a la tensión, es usado comúnmente en aplicaciones de tuberías de producción de

pozos petroleros. El acero al carbono de la tubería de superficie del pozo es del tipo API 5L X42

(Tabla 4). Se delimitó para este estudio el uso del material acero al carbono API 5L X42 para

pruebas de laboratorio estaticas y acero al carbono C 1018 para pruebas dinamicas y de

campo. Ambos materiales son muy usados en instalaciones petroleras, además de tener

propiedades químicas idénticas al API J55[53]. La caracterización química y composiciones de

estos aceros al carbono especificación API y aceros al carbono estándares (AISI) usados en

aplicaciones industriales[54], pueden encontrarse en el Apéndice 1. Durante las pruebas de

campo se empleo un acero al carbono C 1018 al igual que en las pruebas de Autoclave Estático

y Probeta de Impacto por Chorro de Agua (Tabla A1-1).

73

Tabla 4. Composición química del acero al carbono API 5L X42 utilizado en la investigación[53].

Elemento Aleante Carbono (C)

Manganeso (Mn)

Fósforo (P) Azufre (S)

Composición (%) 0,28 1,25 0,04 0,05

Inhibidores de Corrosión Evaluados

Para las evaluaciones en laboratorio y en campo se seleccionaron cuatro tipos de inhibidores

de corrosión fílmicos, a base de mezclas de componentes activos, que se detallan para cada

inhibidor como sigue:

- Inhibidor A: Aminas Cuaternarias e Imidazolina (11% componentes activos).

- Inhibidor B: Aminas Cuaternarias e Imidazolina (5% componentes activos).

- Inhibidor C: Imidazolina y Aminas (15% componentes activos).

- Inhibidor D: Imidazolina y Aminas (18% componentes activos).

La concentración de componente activo de cada inhibidor se basa en una relación costo-

beneficio en función del presupuesto estimado de gastos para mantenimiento por paradas de

equipos de bombeo electrosumergible y en base a lo estipulado para el programa de

tratamiento químico admitido por el cliente.

Los inhibidores de corrosión utilizados en esta investigación son inhibidores orgánicos

comerciales para el control de la corrosión por CO2 en sistemas multifásicos (crudo/agua/gas),

son solubles en fase acuosa (s.a.) y dispersables en fase hidrocarburo (d.h.). Estos fueron

seleccionados con el fin de optimizar los actuales tratamientos aplicados en este tipo de pozos

por levantamiento artificial con bombas electrosumergibles. Las características de los

inhibidores se describen por separado y tomando en cuenta una caracterización estándar del

producto otorgada por el fabricante.

Inhibidor de Corrosión A

Es un inhibidor orgánico formador de películas, utilizado en líneas de flujo de gas,

multifásicas y en equipos de superficie. Debido a su solubilidad en agua y salmuera, inhibe la

corrosión en áreas críticas, tales como, en el fondo de las líneas de flujo, donde se garantiza la

presencia de la fase acuosa y existe un incremento en la severidad del ataque corrosivo.

Proporciona protección tanto en presencia de CO2 como de H2S en pozos de condensado,

líneas de flujo multifásico, líneas de transmisión y está especialmente formulado para

tratamientos de oleoductos y gasoductos. Tiene excelentes propiedades de prevención de

74

emulsión, detergencia y humectación del aceite. Estabilidad térmica hasta temperatura de

148,8°C (300ºF), debe ser dosificado en forma continua y su concentración dependerá de las

características corrosivas de cada sistema en particular. En la Tabla 5 se resumen las

propiedades físicas y químicas del inhibidor A en conjunto a los otros inhibidores evaluados.

Inhibidor de Corrosión B

Este inhibidor esta constituido por una combinación concentrada de compuestos de amonio

cuaternario y surfactantes, ha sido especialmente desarrollado para el tratamiento de agua

acumulada en el fondo de las líneas de flujo en áreas de estancamiento en las tuberías. Este

inhibidor tiene excelentes propiedades protectoras en ambientes con CO2 y tiene excelentes

propiedades de prevención de emulsiones. Este inhibidor debe ser aplicado mediante inyección

continua en sistemas de transporte de gas húmedo y es efectivo hasta temperaturas de

148,8°C (300ºF). En la Tabla 5 se resumen las propiedades físicas y químicas del inhibidor B.

Inhibidores de Corrosión C y D

Están desarrollados para el tratamiento de pozos multifásicos, tienen excelentes propiedades

protectoras en ambientes con CO2 y de prevención de emulsiones. Efectivos hasta

temperaturas de 148,8°C (300ºF). En la Tabla 5 se resumen las propiedades físicas y químicas

de estos inhibidores.

Tabla 5. Propiedades Físicas y Químicas de los Inhibidores Evaluados.

Inhibidor A Inhibidor B Inhibidor C Inhibidor D

Componente Activo

Aminas Cuaternarias e

Imidazolina

Aminas Cuaternarias e

Imidazolina

Sal de Imidazolina y Aminas

Imidazolina y Aminas

Gravedad Específica

(25°C) 0,995 + 0,030 0,984 + 0,030 0,987+ 0,030 0,985 + 0,030

Punto de Inflamación (°C)

≥ 40 ≥ 40 ≥ 40 ≥ 40

Viscosidad @ 25°C (Cp)

10 - 20 5 - 9 15 - 35 15 – 40

Solubilidad s.a. / d.h. s.a. / d.h. s.a. / d.h. s.a. / d.h.

pH 3 – 6 3 - 6 4 – 7 4 – 7

Color Ámbar Oscuro Ámbar Claro Ámbar Ámbar

75

Evaluación en laboratorio con equipos a alta presión y alta temperatura.

Estas evaluaciones se realizan con el fin de determinar los efectos de la alta temperatura y la

alta presión en el desempeño de los inhibidores, buscando simular en laboratorio las

condiciones más críticas del pozo bajo estudio. Se utilizaron equipos de alta tecnología

aplicando la técnica electroquímica de resistencia a la polarización para estimar la velocidad de

corrosión. Los equipos empleados son: Autoclave Estático (AE) y Probeta de Impacto por

Chorro de Agua (PICA) (Figura 18).

El medio de evaluación utilizado para esta etapa de la investigación es una solución de agua

sintética con la misma composición fisicoquímica del agua del pozo estudiado[58] (Tabla 6), que

simula las condiciones corrosivas del sistema. El cálculo de las composiciones de la salmuera

se hace por un balance de fuerza iónica, usando hojas de cálculo de simuladores comerciales.

Para este estudio se uso el simulador Cassandra Corrosion Model®, que a partir de los valores

de análisis de los parámetros físicos y químicos del agua del pozo, estima las concentraciones

de sales a preparar en una cantidad definida de agua destilada, estimada en función de los

volúmenes requeridos para las evaluaciones en los equipos de AE y de PICA (Jet

Impingement). El detalle de este procedimiento y todos los procedimientos experimentales de

estos equipos se muestran en el Apéndice 2. A su vez, en cada experimento de laboratorio se

añadió una fase de hidrocarburo, simulado por un solvente aromático liviano comercial, por

tratarse de sistemas de producción con altos cortes de agua (cortes superiores a 95%) que

presentan proporciones de fase hidrocarburo aún considerables. Los inhibidores de corrosión

presentan una solubilidad o partición en cada una de las fases presentes (crudo/agua) en el

sistema simulado. Es por ello que la adición de la fase hidrocarburo es tan importante durante

las evaluaciones electroquímicas en laboratorio, ya que contribuye a aportar el efecto que

sufren los inhibidores en campo.

Figura 18. Fotografías equipo de Autoclave Estático (izquierda y centro) y Probeta de Impacto por Chorro de Agua (derecha).

76

Las concentraciones de los 4 inhibidores seleccionados se fijaron de acuerdo a

recomendaciones del fabricante. Estas especifican que para las pruebas estáticas de

laboratorio debe emplearse una concentración de 15 ppm y para las pruebas dinámicas de 25

ppm. El Apéndice 2 muestra los modelos de cálculo para preparación de las concentraciones de

los inhibidores a evaluar durante las pruebas de laboratorio y de campo.

Tabla 6. Composición Fisicoquímica del agua del pozo seleccionado.

Parámetro Evaluado Cabezal de Pozo Agua Sintética

Cloruros (mg/l de Cl-) 20.333 20.332

Sulfato (mg/l de SO42-) 2,00 2,00

Bario (mg/l de Ba2+) 0,00 0,00

Estroncio (mg/l de Sr2+) 0,00 0,00

Calcio (mg/l de Ca2+) 622 612

Magnesio (mg/l de Mg2+) 200 191

Sodio (mg/l de Na2+) 12.267 12.266

Bicarbonato (mg/l de HCO3-) 457 457

Alcalinidad Total (mg/l CaCO3) 189 187

Dureza Total (mg/l CaCO3) 1.755 2.316

Dureza Cálcica (mg/l CaCO3) 1.555 1.530

pH* 6,98 6,72

Hierro Total (mg/l) 4,90 -

Sólidos Disueltos Totales (SDT, mg/l) 33.885 33.863

Sólidos Suspendidos Totales (SST, mg/l) 889 0

* Medido en laboratorio a condiciones estándar de P. y T.

Materiales, equipos y reactivos empleados para la realización de los ensayos electroquímicos.

Los materiales usados en el desarrollo de las pruebas electroquímicas se resumen en la

Tabla 7 y los equipos de laboratorio y reactivos utilizados durante esta fase de la investigación

se pueden visualizar en la Tabla 8.

Condiciones de la Evaluación en Autoclave Estático.

Las condiciones establecidas para este procedimiento se resumen a continuación:

- 80% Agua sintética

- 20% Solvente aromático liviano

- T: 121°C (250 °F)

- PPCO2: 50psi

77

- PPN2: 150psi

- Presión Total: 200 psi

- Concentración de inhibidor: 15 ppm

- Duración: 48 Horas para el sistema sin inhibidor y para cada uno de

los cuatro inhibidores evaluados.

Tabla 7. Equipos y Reactivos empleados en la evaluación por Autoclave y PICA.

Equipos Reactivos

Potenciostato/Galvanostato/ZRA Marca Gamry

4 muestras de inhibidores de corrosión comerciales

Autoclave (capacidad 2 litros) Solvente Aromático Liviano

Fuente de agua de enfriamiento. Agua sintética del pozo

Multímetro Alcohol Isopropílico

Balanza Analítica Xileno

Lupa Estereoscopia y Microscopio

Cilindro de CO2

Recipiente Presurizado (reservorio), bomba y celda de chorro de choque.

Tabla 8. Materiales requeridos para la evaluación por Autoclave y PICA.

Materiales

Cupones de acero al carbono Jeringas

Cupones de acero al carbono para choro de choque

Mangueras y conectores

Microdosificadora para químicos Tapones de goma

Vasos de precipitado Cables conectores

Cilindro de 100 ml

Condiciones de la la Prueba de Impacto por Chorro de Agua (PICA)

Las condiciones establecidas para este procedimiento se resumen a continuación:

- 90% Agua sintética

- 10% Solvente aromático liviano

- T: 121°C (250 °F)

- Salmuera saturada en CO2 (PPCO2: 100psi)

78

- Esfuerzo Cortante: 200 psi

- Concentración de Inhibidor: 25ppm

- Duración: 3 horas. 1 hora sistema sin inhibidor. Se dosifica el inhibidor y se corre la

prueba durante 2 horas para evaluación de inhibición de corrosión.

Evaluación de la Velocidad de Corrosión en AE y PICA

Durante estas evaluaciones se usaron como electrodos de trabajo, contraelectrodo y

electrodo de referencia acero al carbono del tipo C 1018. Cada uno de estos electrodos es

conectado a un Potenciostato/Galvanostato Marca Gamry, el cual permite registrar las lecturas

de velocidad de corrosión durante el tiempo definido para las evaluaciones. Para el caso del

equipo autoclave la prueba se fijo en 48 horas y para el equipo de PICA 3 horas. En la figura 19

se muestran los accesorios requeridos para el montaje de la prueba en el equipo de Autoclave

Estático.

Figura 19. Fotografías de los accesorios y conexiones necesarios para operación del Equipo Autoclave Estático.

Evaluación en campo.

Las evaluaciones en campo son en definitiva la respuesta a todas las condiciones simuladas

bajo pruebas especializadas en equipos de laboratorio. La prueba de campo se llevo a cabo en

cabezal de pozo, debido a la imposibilidad de monitorear las velocidades de corrosión a la

succión o a la descarga del equipo de bombeo electrosumergible instalado en fondo de pozo.

79

El equipo empleado en el cabezal de pozo, denominado separador piloto de crudo, es un

separador de pequeñas dimensiones (Figura 20) que permite retirar la emulsión de crudo en

agua presente en los fluidos extraídos del pozo.

El medio para estas evaluaciones esta constituido por el fluido de producción del pozo. A

pesar de que la producción del pozo presenta un corte de agua superior a 95%, el fluido

contiene una emulsión de crudo en agua, como resultado del método de levantamiento artificial,

lo que requiere la instalación de un separador piloto que operando a las condiciones de presión

y temperatura del cabezal de pozo, permite incrementar el tiempo de residencia para alcanzar

una separación de la emulsión y así obtener agua libre de crudo: agua con la que se realizaron

las pruebas de velocidad de corrosión usando una probeta de resistencia a la polarización

instalada a la salida del equipo piloto, así como los análisis de hierro total y residual de inhibidor

de corrosión. La Figura 21 muestra el cabezal del pozo (árbol de navidad), en ella se destacan

las conexiones de recirculación de tope y fondo del equipo de separación instalado. Se nota

como estas conexiones van directamente a la tubería de producción, la cual permite descargar

los fluidos del equipo, ya que presenta una presión de operación menor a la presión de la línea

de superficie del pozo. La Figura 22 muestra las conexiones del pozo al equipo separador que

permiten su funcionamiento, en ella se exhiben dos válvulas habilitadas para muestro de fluidos,

la que se encuentra en el equipo (cuerpo del separador) permite verificar la calidad del agua en

el interior del equipo y la que esta a la derecha (descarga), permite tomar muestras de fluidos al

terminar las mediciones de velocidad de corrosión para análisis químico del agua.

La Figura 23 muestra el sistema de medición de velocidad de corrosión a la salida del equipo

piloto separador de crudo. En primer lugar se aprecia la trampa de retención de crudo, que

funciona como un equipo coalescedor de las pequeñas gotas de crudo de la emulsión restante,

se encuentra instalado en el punto más cercano a la descarga del separador. También puede

verse el acceso para instalación de la probeta Rp (procedimiento en Apéndice 2) y por último se

aprecia la válvula para muestreo de fluidos (procedimiento en Apéndice 2).

La Figura 24 muestra detalles de los accesorios que junto al equipo piloto separador de

crudo, permitieron hacer seguimiento a las variables durante las pruebas de campo. El primer

accesorio se trata de un manómetro instalado en el tope del separador, que permite registrar la

presión de operación del equipo y ajustarla al realizar las mediciones de velocidad de corrosión.

En la parte derecha de la figura se encuentra el lector que permite una vez conectado a la

probeta Rp registrar la velocidad de corrosión en tiempo real a condiciones de cabezal de pozo.

El procedimiento de toma de muestras de fluido del cabezal del pozo y de la salida del

equipo piloto separador de crudo se muestra en el Apéndice 2, al igual que el procedimiento de

instalación de las probetas en líneas de baja presión.

80

Figura 20. Detalle de equipo separador piloto instalado en cabezal de pozo.

Figura 21. Esquema de conexiones en cabezal de pozo durante evaluaciones en campo.

Entrada desde la tubería de producción

Salida, retorno de Gas, Crudo y Agua al

pozo

Manómetro

Salida hacia el Casing

Punto de conexión de la probeta de polarización lineal

(LPR)

Termocupla

Conexiones para recirculación de fluidos del Separador al Pozo

81

Figura 22. Conexiones habilitadas en el Equipo Piloto Separador. Detalle de válvulas para muestreo de fluido.

Figura 23. Detalle de trampa de crudo, conexión para probeta Rp y válvula para toma de muestras.

Figura 24. Accesorios instalados en Equipo Piloto Separador de Crudo utilizado en evaluaciones de campo.

Válvula de entrada de producción

Válvula de salida de crudo/gas

Tomas para muestreo de fluidos

Toma Muestra fluidos Conexión para probeta Rp Trampa de Crudo

82

Materiales y Reactivos utilizados.

En la Tabla 9 se muestran los materiales y reactivos utilizados durante las mediciones

realizadas en la prueba de campo de los inhibidores de corrosión. Muchos de estos materiales

son propiamente almacenados en cajas identificadas como equipos de campo y fueron

indispensables durante la preparación de las probetas, la toma de muestras y durante la

operación en general del equipo piloto separador de crudo.

Tabla 9. Materiales y Equipos empleados para la Preparación del Medio de Evaluación.

REACTIVOS MATERIALES

Agua destilada Botellas de vidrio de 160 ml de capacidad

Xileno Botellas de vidrio de 20 ml de capacidad

Agua Potable Envase plástico de capacidad 1 galón (3,78 L)

Alcohol Isopropílico Electrodos de Probetas

Gasoil / Gasolina Retriever de Baja Presión para Probetas Rp

Inhibidores de Corrosión Lector de Velocidad de Corrosión de Probetas Rp

HCl (15% v/v) Herramientas para instalar Retriever

HNO3 (50% v/v) Equipos de Seguridad para Instalaciones Petroleras

Manómetro

Termocupla

Gotero plástico

Papel de Lija de 600 y 1200

Evaluación en laboratorio bajo condición estática a alta temperatura y presión ambiente.

Con el fin de determinar la velocidad de corrosión del acero al carbono en agua del pozo

seleccionado saturada con CO2, se realizaron pruebas estáticas en una celda electroquímica a

condiciones atmosféricas de presión y a temperatura de 90°C. Se utilizó un electrodo de

Calomel saturado (ECS) como referencia, una barra de grafito como contraelectrodo y un

electrodo de acero al carbono API 5L X42 como electrodo de trabajo. Se mantuvo la condición

de saturación con CO2 y la temperatura de trabajo en 90ºC mediante el uso de una celda con

chaqueta de calentamiento, que permite mantener la temperatura del sistema uniforme.

La temperatura de trabajo seleccionada es la temperatura del sistema real bajo estudio y

además es el valor más alto que por condiciones de seguridad se puede usar en baños

térmicos con sistema de recirculación de agua (para evitar llegar al punto de ebullición del

83

agua). El medio para estas evaluaciones está constituido por muestra fresca de agua del pozo

seleccionado, tomada del cabezal del pozo en producción normal, una vez suspendido el

tratamiento químico para control de corrosión por un período de 24 horas. Parte de la muestra

fue conservada con ácido clorhídrico (HCl) al 15% v/v para análisis específicos de hierro total,

según procedimiento de preservación de la norma API RP 45. La muestra de fluido fue

transportada a laboratorio, donde se separó la fase hidrocarburo de la acuosa. Los fluidos

muestreados fueron sometidos a caracterizaciones requeridas para conocimiento de la química

del agua y del crudo del pozo estudiado. Finalmente la muestra acuosa se preservó para

análisis electroquímicos en laboratorio. La preparación del agua para las pruebas en laboratorio

consistió en la aplicación de filtración para remoción de sólidos suspendidos presentes y

conservación en frío (T=4°C).

Las técnicas electroquímicas aplicadas fueron:

- Medición del Potencial en Circuito Abierto (OCP).

Esta técnica es importante ya que permite fijar la condición inicial de potencial de

corrosión del electrodo de trabajo de acero al carbono. Se realizaron mediciones de

potencial de corrosión por un período de 5-10 minutos, hasta lograr valores de lecturas de

potencial estable, es decir, cuya variación sea menor a 10 mV.

- Resistencia a la Polarización (Rp)

Esta técnica fue aplicada como base comparativa a los resultados obtenidos de las pruebas

a alta temperatura y alta presión efectuadas en laboratorio a condición estática y dinámica y

para a su vez comparar los resultados de campo.

- Espectroscopia de Impedancia Electroquímica (EIS)

Esta técnica alternativa surge como una oportunidad para comparación de los valores

obtenidos en condición estática mediante la técnica de resistencia a la polarización y para

identificar los posibles procesos característicos durante la adición de inhibidores de corrosión

fílmicos a un sustrato metálico de acero al carbono en un medio altamente corrosivo.

- Voltametría Cíclica.

Técnica usada para evaluar el comportamiento de los inhibidores fílmicos sobre el sustrato

metálico. Se planteó realizar evaluaciones variando la velocidad de barrido en tres rangos:

5mV/s; 20 mV/s y 200 mV/s; esperando que esta última velocidad sea la que mejor detalle los

procesos de adsorción que podrían estar sucediendo en este medio bajo condiciones estáticas.

Las condiciones y procedimientos de cada una de las evaluaciones con estas técnicas

electroquímicas, se detallan en el Apéndice 2.

La celda electroquímica está conformada por una solución de 200 ml de agua de pozo, 10 ml

de solvente aromático liviano (5% del volumen de agua) y un arreglo que se puede apreciar en

84

la Figura 25. En ella se aprecia la entrada y salida de agua de la chaqueta de calentamiento

para mantener la temperatura de la celda constante, los electrodos de trabajo (superficie de

acero al carbono), electrodo de referencia (Calomel Saturado y Ag/AgCl) y contraelectrodo

(grafito).

Figura 25. Celda Electroquímica empleada para estimar las velocidades de corrosión mediante técnicas electroquímicas.

Materiales, equipos y reactivos empleados para la realización de los ensayos electroquímicos

Los materiales usados en el desarrollo de las pruebas electroquímicas se resumen en las

Tablas 10 y 11, así mismo resumen los equipos de laboratorio y reactivos utilizados durante

esta fase de la investigación.

Tabla 10. Equipos y Reactivos empleados en la evaluación electroquímica de la velocidad de

corrosión del acero al carbono API 5L X42 en agua de pozo.

Equipos Reactivos Potenciostato/Galvanostato/ZRA

Marca Gamry 4 muestras de inhibidores de corrosión

comerciales Potenciostato/Galvanostato

Marca EG&G Princeton Applied Research Solución de cloruro de potasio (KCl)

Baño de térmico con bomba para recirculación de agua.

Solvente Aromático Liviano

Multimetro

Electrodo de referencia

Electrodo de trabajo

Contraelectrodo

Entrada para CO2

Salida de Agua

Entrada de Agua

85

Tabla 11. Materiales requeridos para la evaluación electroquímica de la velocidad de corrosión

del acero al carbono API 5L X42 en agua de pozo.

Materiales Electrodos de acero al carbono API 5L X42de 1

cm2 de área expuesta Tubo capilar de vidrio para burbujeo de CO2 a

la solución de la celda Electrodo de Titanio Platinizado de 1 cm2 de área

expuesta Mangueras y conectores

Celda o reactor de vidrio de 220 mL de capacidad con chaqueta de calentamiento

Tapones de goma

Celda de vidrio de mayor capacidad Cables conectores

Base y tapa de Nylon Cilindro de 100 ml

Almohadilla de goma Vasos de Precipitado

Electrodo de Calomel Saturado (SCE) Jeringas

Barra de Grafito (contraelectrodo) Material Epóxico

Electrodo de Plata-Cloruro de Plata (Ag/AgCl) Soldadura de Estaño

En la Figura 26 se presenta el montaje de la celda utilizada para estimar las velocidades de

corrosión mediante las técnicas electroquímicas mencionadas. La Figura 26-A detalla la

conexión al potenciostato, la Figura 26-B el burbujeo de CO2 y en la Figura 26-C el arreglo de

los tres electrodos (trabajo, contraelectro y referencia) en la celda electroquímica.

Figura 26. Montaje Experimental de la celda. A: Conexiones al potenciostato. B: Detalle

manguera para burbujeo de CO2. C: Detalle electrodo de trabajo (API 5L X42) frente a

contraelectro (barra de grafito) y electrodo de referencia (ECS).

A B C

86

CAPITULO III

RESULTADOS Y DISCUSION

La técnica de laboratorio y de campo utilizada para la evaluación de inhibidores de corrosión

en este estudio, fue Resistencia a la Polarización (Rp), por lo que ésta sirve como punto de

referencia para comparaciones entre las demás técnicas empleadas. Esta técnica permitió la

cuantificación de la velocidad de corrosión, bajo los diferentes esquemas y condiciones

evaluadas, del mismo modo, la técnica de Espectroscopia de Impedancia Electroquímica (EIE),

permitió determinar a la condición establecida la velocidad de corrosión e identificar los tipos de

procesos presentados en el sistema, esta condición fue estática a presión atmosférica y 90ºC.

Evaluación en laboratorio a alta temperatura y presión, en condición estática y dinámica,

del acero al carbono AISI 1018 en salmuera sintética de pozo saturada con CO2.

Estas evaluaciones forman parte de la selección de inhibidores de corrosión y constituyen un

punto vital, ya que son pruebas que simulan condiciones reales de los sistemas de

levantamiento artificial por bombeo electrosumergible, caracterizados por altas temperaturas y

altas presiones. La interpretación adecuada de estos resultados de laboratorio es determinante

para proseguir al siguiente paso: validación de la eficiencia de los inhibidores en condiciones

dinámicas y reales en el pozo seleccionado.

Evaluación mediante el uso de Autoclave Estático

Este método de laboratorio se usó para evaluar la eficiencia de productos inhibidores de

corrosión en sistemas multifásicos para control de corrosión general y localizada a alta presión

(hasta 5.000 psi) y alta temperatura (hasta 232°C) en condiciones estáticas[44, ASTM].

El análisis de los resultados en el autoclave estático asociado a la velocidad de corrosión del

agua sintética sin inhibidor (blanco) y con inhibidor (Figura 27), destaca que el comportamiento

del blanco del sistema evidencia una zona de incremento de la velocidad de corrosión durante

las tres primeras horas del ensayo (etapa 1). Esta zona será determinante en el estudio de

eficiencias de los inhibidores preseleccionados para este estudio, debido a que el elevado valor

de velocidad de corrosión promedio (245,32 mpy) le otorga un carácter crítico como resultado

de la condición severa de la prueba (121°C, 200 psi, agua sintética saturada en CO2). La

velocidad de corrosión promedio es calculada mediante el promedio aritmético de los valores de

velocidad de corrosión desde el primer minuto de inicio del experimento (t=0) hasta la hora 3

(t=3). Posteriormente se aprecia que desde la hora 3 hasta la hora 11 (etapa 2), la velocidad de

87

corrosión desciende significativamente, para luego alcanzar un valor casi constante hasta la

hora 14 de la prueba (53.97 mpy) que constituye la etapa 3. Esto se debe a la formación de

productos de corrosión sobre el sustrato metálico del cupón de corrosión, formando

generalmente por capas de carbonato de hierro, que bajo condiciones estáticas, son estables [12]

y pudieran disminuir el proceso de corrosión general sobre la superficie, este efecto es

detectado como una disminución de la densidad de corriente por la técnica de resistencia a la

polarización. No obstante el proceso de corrosión por picaduras típico de este medio saturado

en CO2 puede seguir avanzando por debajo de estas capas. Finalmente desde la hora 14 se

aprecia otro descenso gradual en la velocidad de corrosión hasta la hora 48 (etapa 4), motivado

a la continua formación de productos de corrosión.

Ante este panorama, la discusión de los resultados se enfoca en la determinación de la

eficiencia de los inhibidores durante las primeras tres horas de ensayo. Para continuar con el

análisis de los resultados obtenidos por medio de la prueba de autoclave estática, se

identificaron cuatro etapas donde ocurren cambios de pendientes de curva, directamente

relacionadas a cambios en la velocidad de corrosión general (Figura 27), estas etapas son:

- Etapa 1: Tres (3) primeras horas de duración del ensayo.

- Etapa 2: Incluye valores desde la hora 3 hasta la hora 10 de prueba.

- Etapa 3: Tendencia entre la hora 11 y hora 14 de prueba.

- Etapa 4: Desde la hora 14 hasta la hora 48 de prueba.

El comportamiento de los inhibidores en la prueba de autoclave (Figura 27) muestra una

tendencia similar de disminución de la velocidad de corrosión para cada inhibidor desde el inicio

de la prueba. Los cuatro inhibidores fueron dosificados a una concentración de 15 ppm antes de

iniciar las mediciones, garantizando una apropiada homogenización de cada inhibidor en el

autoclave.

88

0

50

100

150

200

250

300

350

0 8 16 24 32 40 48

Tiempo (horas)

Velo

cida

d de

Cor

rosi

on (

mpy

)

Blanco INH A INH B INH C INH D

Figura 27. Prueba de Autoclave Estático con salmuera sintética saturada en CO2 a 121°C, 200 psi. Para el blanco y con la adición de cada inhibidor a una concentración de 15 ppm.

Los resultados de eficiencia de la aplicación de los cuatro inhibidores (Tabla 12), muestra

que el inhibidor D obtuvo un valor de eficiencia de 96% frente al blanco (245,32 mpy), mientras

los inhibidores A y C muestran valores de eficiencia similares, 86% y 87% respectivamente; por

último el inhibidor B evidencio un valor de eficiencia muy bajo (72%). Resaltando que la

eficiencia se mide en función de la velocidad de corrosión general para el periodo de las tres

primeras horas. El control de velocidad de corrosión general es evidente para el inhibidor D

durante la etapa más crítica de la prueba. La segunda etapa muestra un descenso en la

velocidad de corrosión promedio del blanco (185,41 mpy), destacando que el resultado de

eficiencia alcanzado por el inhibidor C fue de 95% seguido del inhibidor B con 91%. Los

inhibidores A y C obtuvieron valores por debajo de 90% (valor permisible fijado como criterio de

aceptación de inhibidores en laboratorio). Para la tercera y cuarta etapa (Tabla 12) la velocidad

de corrosión promedio del blanco fue de 53,24 mpy y 30,70 mpy respectivamente. En ellas

ninguno de los inhibidores alcanzo valores de eficiencia superiores a 90%. Motivado al efecto

de disminución de velocidad de corrosión que sufre el blanco por la condición estática de la

89

prueba y la formación de productos de corrosión sobre el cupón metálico instalado en el

autoclave. Para mayor detalle en el comportamiento grafico de cada una de las etapas

discutidas, favor dirigirse al Apéndice 3.

Tabla 12. Valores de velocidad de corrosión y eficiencia de los inhibidores a 15 ppm en AE.

Periodo Duración (horas) Condición Evaluada

VCORR (mpy) Eficiencia (%)

1 Hora 0 hasta hora 3 BLANCO 245,32 - INH A 34,10 86 INH B 67,87 72 INH C 33,10 87 INH D 8,85 96

2 Hora 3 hasta hora 10 BLANCO 185,41 - INH A 55,92 70 INH B 17,47 91 INH C 26,31 86 INH D 9,53 95

3 Hora 11 hasta hora 14 BLANCO 53.24 - INH A 15,12 6 INH B 41,61 21 INH C 17,36 19 INH D 9,25 24

4 Hora 14 hasta hora 48 BLANCO 30,70 - INH A 21,29 31 INH B 12,53 59 INH C 7,82 75 INH D 5,99 80

Evaluación mediante el uso de Probeta de Impacto por Chorro de Agua (PICA)

Esta prueba fue diseñada para evaluar inhibidores de corrosión a condiciones de altos

esfuerzos cortantes y altas temperaturas. Se sumerge en un electrolito, conformado por agua

sintética del pozo bajo estudio a 121°C, un espécimen metálico plano. El valor de esfuerzo

cortante máximo puede ser fijado en función de la presión de descarga del chorro sobre el

espécimen objetivo[44, ASTM].

Mediante el uso de una probeta especialmente diseñada para este equipo (ver Capitulo II) se

efectuaron determinaciones de velocidad de corrosión por medio de la aplicación de la técnica

de resistencia a la polarización, de manera continua durante las 3 horas de duración de la

evaluación de los cuatro inhibidores. Para mayor detalle en el procedimiento de evaluación por

PICA dirigirse al Apéndice 2.

La evaluación de los cuatro inhibidores puede apreciarse en la Figura 28 y los resultados se

resumen en la Tabla 13. Los inhibidores evaluados a 15 ppm no presentaron valores de

90

eficiencia aceptables, por presentar un comportamiento similar al blanco del sistema, es por ello

que el fabricante recomienda una dosis superior a 25 ppm, resultados que se muestran en este

estudio.

La tendencia presentada en la Figura 28 muestra un evidente control de corrosión para los

inhibidores A, C y D mientras que el inhibidor B, manifiesta menor magnitud en control de

corrosión, ya que los valores de velocidad de corrosión están por encima de los valores

obtenidos por los otros inhibidores y por debajo del valor del blanco. Los valores de velocidad

de corrosión son elevados para esta prueba, obteniéndose valores de promedios de 3.509,06

mpy, para el blanco. Estos valores de velocidad corrosión promedio fueron calculados a partir

de la media aritmética de todas las mediciones realizadas durante las 3 horas de pruebas para

el blanco; para cada inhibidor se tomaron los valores de velocidad de corrosión desde la hora 1

hasta la hora 3.

Los valores de velocidad de corrosión de los inhibidores evaluados fueron: 38,40 mpy para el

inhibidor C, 61,64 mpy para el inhibidor D y 47,82 mpy para el inhibidor A; mientras que el

inhibidor B obtuvo un valor promedio de 764,74 mpy. Los valores de eficiencia son por ende

99% para el inhibidor C, 98% para los inhibidores A y D y 78% para el inhibidor B.

Los valores de eficiencia revelan que los inhibidores: A, C y D son eficaces en el control de

corrosión general, siendo el inhibidor B un inhibidor no apto para su aplicación en sistemas que

presenten valores elevados de esfuerzo cortante. Sin embargo, por ser el producto usado como

tratamiento base del pozo seleccionado se sometió a la prueba de validación en campo.

Evaluación en Campo.

Las evaluaciones en campo constituyen un paso fundamental en el desarrollo de este trabajo

investigativo. Se detallan los resultados obtenidos del sistema sin inhibidor de corrosión y con

cada uno de los inhibidores seleccionados. En último lugar se discutirán los resultados

obtenidos de la técnica para determinación de residual de producto y de los valores de contaje

de hierro total disuelto en el agua de producción tomado en cabezal del pozo.

Evaluación mediante el uso de probetas de Resistencia a la Polarización en cabezal de

pozo.

Las actividades llevadas a cabo en campo, buscan evaluar la eficiencia mediante la técnica

de resistencia a la polarización lineal (Rp) de cuatro inhibidores que garanticen control de

corrosión del sistema. Soportado en el uso de esta técnica electroquímica se validarán las

técnicas de determinación de residual de inhibidor y de hierro total disuelto (contaje de hierro)

91

como herramientas de aprobación de programas de control de corrosión interna en

instalaciones poco resguardas y sin dispositivos de monitoreo disponibles.

1

10

100

1000

10000

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0

Tiempo (horas)

Vel

ocid

ad d

e Cor

rosi

ón (

mpy

)

BLANCO INH A INH B INH C INH D

Figura 28. Velocidades de corrosión obtenidas en PICA con acero al carbono en salmuera sintética saturada en CO2, 121°C, 200 psi de esfuerzo cortante y concentración de inhibidores 25 ppm.

Tabla 13. Velocidad de Corrosión y eficiencia de inhibidores usando PICA.

Producto Velocidad de Corrosión (mpy) Eficiencia (%)

Blanco 3509,36 -

Inhibidor A 47,82 98

Inhibidor B 764,74 78

Inhibidor C 38,40 99

Inhibidor D 61,64 98

La evaluación de la velocidad de corrosión en el equipo piloto de separación de crudo, a

través de una probeta de Rp instalada a la salida del mismo, permite determinar si el producto

es eficiente en condiciones similares a fondo de pozo (leve enfriamiento del fluido, menor

velocidad y presión) y garantizar la protección de líneas de flujo en superficie, donde el fluido se

92

enfría gradualmente hasta llegar a las estaciones de flujo donde el agua es separada del crudo,

tratada e inyectada de nuevo al yacimiento. Los parámetros críticos del sistema son

básicamente la alta temperatura y la presencia de gases ácidos, que unido a las elevadas

presiones incrementan la velocidad de corrosión. El manejo de altas velocidades de fluidos,

menores a 4,57 m/s (15 ft/s), hacen posible la aplicación de tratamiento químico; sin embargo,

es la presencia de sólidos lo que afecta la estabilidad de las películas del inhibidor de corrosión

en las paredes del pozo.

Blanco del Sistema (sin inhibidor).

Para el estudio de corrosividad del pozo seleccionado, se tomaron los parámetros de

producción del pozo, el cual se mantuvo estable durante cada evaluación en campo (Tabla 14).

Se fijó como condición que la variación de la presión de operación del equipo separador de

crudo, instalado para evaluación de los inhibidores en cabezal de pozo, no excediera en un

valor de 5 psi a la presión registrada en el cabezal del pozo. Esta condición permite que la

velocidad del fluido a la descarga del equipo separador de crudo, se mantuviera en valores

inferiores a 3,66 m/s (12ft/s). Esta condición pudo alcanzarse, debido a que el valor de presión

en el anular siempre fue superior a la del cabezal y línea de producción del pozo, lo que

favoreció su uso como vía de recirculación de la descarga de fluido del separador.

La Figura 29 muestra el comportamiento estable de las lecturas de velocidad de corrosión de

la probeta Rp instalada a la salida del equipo piloto separador de crudo. Durante un período de

13 minutos se obtuvieron lecturas estables, pero a partir del minuto 14 se aprecia el fenómeno

de ensuciamiento de las probetas, evidenciado por la reducción significativa de la velocidad de

corrosión[4]. Esta condición limitante de tiempo, se debe a la reducida capacidad de retención de

fluido en el separador piloto, que para un tiempo de residencia de 2 horas solo permite

determinar velocidades de corrosión en tiempo real, por cortos intervalos de tiempo. La efectiva

separación de la emulsión de crudo en agua presente en el sistema, por medio del equipo

separador piloto, permitió establecer tiempos de medición con las probetas de resistencia a la

polarización de rápida respuesta. Para el caso particular del estudio del pozo sin tratamiento,

sólo se tomaron lecturas de velocidad de corrosión hasta el minuto 13 (intervalo de medición

con velocidad de corrosión estable), descartando las tres últimas lecturas apreciables en la

Figura 29, donde se evidencia el efecto de ensuciamiento ya mencionado. Esto se comprobó

por inspección visual de las probetas una vez extraídas del equipo piloto de separación de

crudo (Figura 30). En la parte izquierda de esta figura se muestra el ensuciamiento del blanco a

los 16 minutos, en la parte derecha se aprecia como a los 13 minutos no hubo ensuciamiento.

Esto permitió validar las lecturas de velocidad de corrosión en el equipo piloto, siempre que al

93

extraer las probetas se apreciara por inspección visual el grado de ensuciamiento. Si la probeta

presentaba trazas de crudo, se aceptaba las lecturas, pero si por el contrario la probeta

mostraba un elevado ensuciamiento, las lecturas no se consideraban validas, y se procedía a

repetir la medición en campo.

Tabla 14. Condiciones de Operación promedio del pozo durante las evaluaciones en Campo.

CONDICIONES PROMEDIO DEL SISTEMA SIN TRATAMIENTO QUÍMICO

Presión de Línea (psi) 280

Temperatura de Línea (°C) 65

Presión de cabezal (psi) 190

Presión Separador Piloto al recircular (psi) 270

Presión Operación Separador Piloto (psi) 195

Velocidad de Corrosión promedio (mpy)* 66,71

Valores promedio. Información en Apéndice 4 (Tabla A4-1).

En la Tabla 15 se aprecian los valores de velocidad de corrosión, calculados por la media

aritmética de las lecturas obtenidas durante 13 minutos de evaluación en campo para cada

prueba. Posteriormente se calculó la media aritmética entre los dos valores de velocidad de

corrosión promedio por cada prueba anteriormente mencionada. El sistema presenta una

elevada velocidad de corrosión promedio de 58,81 mpy, llegando a registrar valores de hasta

66,71 mpy. A pesar de presentarse una diferencia de 8 mpy en las lecturas con respecto al

blanco, este se considera un valor aceptable desde el punto de vista del comportamiento de un

sistema dinámico, como es el cabezal de un pozo, donde las condiciones de temperatura y

producción de gas no son similares a lo largo del tiempo debido a pequeñas variaciones en la

presión de operación que influyen en los cambios de la velocidad de corrosión. En vista de la

severidad del sistema a evaluar en fondo de pozo, se tomó el valor promedio más alto de

velocidad de corrosión en cabezal para el estudio, como criterio de mayor criticidad; por ello se

fijo el valor de velocidad de corrosión en 66,71 mpy para el blanco del sistema, siendo este

valor usado para el cálculo de eficiencia de los inhibidores de corrosión evaluados en el pozo.

94

0

10

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30

40

50

60

70

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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Tiempo (min.)

Vel

ocid

ad d

e Cor

osió

n (m

py)

Blanco Prueba 1 Blanco Prueba 2

Figura 29. Velocidades de corrosión registradas usando probetas de RP sin tratamiento químico para control de corrosión en cabezal de pozo.

Figura 30. Detalle de Probetas luego de exposición. Izquierda: Ensuciamiento de la probeta Rp al minuto 16 de exposición. Derecha: Apariencia de la probeta Rp al minuto 13 de exposición.

Tabla 15. Resultados obtenidos del Sistema sin Inhibidor de Corrosión.

Número de

Evaluaciones

Velocidad de

corrosión promedio (mpy)

1 58,81

2 66,71

Información en Apéndice 4 (Tabla A4-2).

95

Evaluación de la aplicación del Inhibidor de Corrosión A.

Se registraron todos los parámetros de producción del pozo una vez transcurridas 24 horas

del arranque de inyección de este inhibidor a 15 ppm y posteriormente a 25 ppm en fondo de

pozo (Tabla 16). Estos valores promedio representan la condición en cabezal de pozo durante

las evaluaciones realizadas.

Tabla 16. Condiciones de operación del pozo en cabezal durante la prueba del Inhibidor A.

CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA

Presión de Línea (psi) 290

Temperatura de Línea (°C) 68

Presión de cabezal (psi) 200

Presión Separador Piloto al recircular (psi) 280

Presión Operación Separador Piloto (psi) 205

Valores promedio. Información en Apéndice 4 (Tabla A4-3).

En la Figura 31 se muestra la tendencia obtenida en la evaluación del producto Inhibidor A

en el pozo a 15 ppm. Se aprecia como ambas mediciones tienen un comportamiento similar, lo

que avala la reproducibilidad de los resultados, por lo que ambas pruebas en conjunto

corresponden al comportamiento característico de este inhibidor. Ambas pruebas son

significativas en cuanto a control de corrosión del sistema, presentan una tendencia similar y

partir del cuarto minuto de exposición el comportamiento es similar. Los valores de velocidad de

corrosión son calculados mediante la media aritmética de los valores de las lecturas obtenidas.

La tendencia de la curva de velocidad de corrosión del sistema esta claramente definida hacia

valores de menor orden de magnitud, evidenciándose una clara distinción en los últimos valores

por el efecto de ensuciamiento que sufre este tipo de electrodos al ser expuestos a un sistema

con trazas de crudo. Para evitar este efecto se tomaron las lecturas de velocidad de corrosión

hasta el minuto trece (13) de exposición de la probeta al medio.

El Inhibidor A presentó velocidades de corrosión promedio de 2,10 mpy (Tabla 17)

manteniéndose una inyección continua a fondo de pozo de 15 ppm de producto, lo que

representa un 97 % de eficiencia en la inhibición de la velocidad de corrosión del blanco de este

sistema (Tabla 17). A su vez se registro un valor promedio de velocidad de corrosión de

3,11 mpy a una concentración de 25ppm, lo que representa un 95% de eficiencia (Tabla 17).

Ambas condiciones evaluadas permiten considerar al inhibidor A, dado su elevado valor de

eficiencia en el control de corrosión en cabezal, como inhibidor apto para su aplicación en fondo

96

de pozo. Este resultado valida en campo el conjunto de resultados obtenidos en pruebas de

laboratorio de con probeta de impacto por chorro de agua y resistencia a la polarización.

1

2

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8

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1 3 5 7 9 11 13 15 17

Tiempo (min)

Vel

ocid

ad d

e C

orro

sión

(m

py)

INH A Prueba 1 INH A Prueba 2

Figura 31. Velocidades de Corrosión registradas usando Rp con el inhibidor A a 15 ppm.

Tabla 17. Resultados obtenidos con la aplicación del Inhibidor A.

Concentración Velocidad de corrosión promedio (mpy) Eficiencia (%)

15 2,10 97

25 3,11 95

Valores promedio. Información en Apéndice 4 (Tabla A4-4a y Tabla A4-4b).

El registro de velocidades de corrosión de la prueba 1, muestra una tendencia representativa

al comportamiento del sistema con la aplicación del inhibidor A (Figura 32), en ella se evidencia

un leve incremento en la velocidad de corrosión con respecto al resultado obtenido durante la

prueba 2. Las lecturas son estables durante toda la evaluación para la prueba 1, mientras que

para la prueba 2 es a partir del minuto 10 de exposición donde se obtienen lecturas estables.

Durante la prueba 2 se evidencia un descenso en la velocidad de corrosión, a valores similares

a los obtenidos durante la evaluación a una concentración de 15 ppm. A partir del minuto 13 de

exposición ambas probetas evidenciaron el efecto de ensuciamiento por efecto del tiempo de

residencia del equipo separador de crudo, el cual inicia un arrastre de pequeñas gotas de crudo

en la corriente de agua (emulsión de crudo en agua) que es claramente reflejado en el

descenso significativo de los valores de las lecturas de velocidad de corrosión, las cuales en

algunos casos llegaron a valores cercanos a cero (0) mpy. Este fenómeno de ensuciamiento de

las probetas, por la emulsión de crudo en agua presente en el sistema, puede ser beneficioso

97

en lugares específicos donde puede incrementarse la velocidad de corrosión (como en codos,

válvula de choque del cabezal del pozo o en unión al múltiple de producción) y que por efecto

de la adherencia del crudo al sustrato metálico de la tubería, puede en algunos casos favorecer

la reducción de la velocidad de corrosión, sin embargo puede darse lugar corrosión localizada

por existir pequeñas áreas expuestas de la tubería, con sus áreas anódicas y catódicas

respectivamente, favoreciendo la corrosión generalizada en áreas muy pequeñas.

1

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8

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1 3 5 7 9 11 13

Tiempo (min)

Vel

ocid

ad d

e C

orro

sión

(m

py)

INH A Prueba 1 INH A Prueba 2

Figura 32 Velocidades de Corrosión registradas usando Rp con el inhibidor A a 25 ppm.

Evaluación de la aplicación del Inhibidor de Corrosión B.

Se tomaron todos los parámetros de producción del pozo para esta evaluación, a las 24

horas de haberse inyectado inicialmente el inhibidor B a 15 ppm y posteriormente a 25 ppm en

fondo de pozo (Tabla 18).

Tabla 18. Condiciones de la prueba en pozo usando el Inhibidor de Corrosión B

CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA

Presión de Línea (psi) 290

Temperatura de Línea (°C) 65

Presión de cabezal (psi) 170

Presión Separador Piloto al recircular (psi) 280

Presión Operación Separador Piloto (psi) 175

Valores promedio. Información en Apéndice 4 (Tabla A4-5).

98

La tendencia de la velocidad de corrosión registrada por la probeta Rp a una concentración

de 15 ppm de inhibidor B, en ambas evaluaciones (prueba 1 y 2), presenta valores estables

(Figura 33). Estos valores de velocidad de corrosión tan bajos, en comparación al blanco del

sistema (Figura 29), revelaron una inconsistencia en el registro de lecturas, por ensuciamiento

de los electrodos. Para las pruebas efectuadas a 25 ppm (Figura 34), ambas curvas de

velocidad de corrosión experimentan un incremento en la velocidad de corrosión, llegando a

alcanzar valores similares al blanco del sistema.

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

1 3 5 7 9 11

Tiempo (min)

Vel

ocid

ad d

e C

orro

sión

(m

py)

INH B Prueba 1 INH B Prueba 2

Figura 33. Velocidades de Corrosión registradas usando Rp con el Inhibidor B a 15 ppm.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Tiempo (min)

Vel

ocid

ad d

e C

orro

sión

(m

py)

INH B Prueba 1 INH B Prueba 2

Figura 34. Velocidades de Corrosión registradas usando Rp con el Inhibidor B a 25 ppm.

99

La velocidad de corrosión promedio para este inhibidor a 25 ppm, tomada del promedio de la

media aritmética de los valores registrados durante la prueba 1 y la prueba 2, arrojo un valor de

59,25 mpy, lo que representa un valor similar al blanco del sistema. Por otro lado la medición de

velocidad de corrosión realizada a 15 ppm, no fue apropiada por presentar un valor promedio

muy bajo; y al extraer la probeta se constato que durante la evaluación no hubo una eficiente

separación de la emulsión de crudo en agua por el equipo piloto, creando por ende el efecto de

ensuciamiento sobre los electrodos ya mencionado anteriormente (Figura 35). En esta figura

puede apreciarse como ambas probetas Rp están completamente cubiertas por la capa de

crudo, que efectivamente los aísla del medio corrosivo (lo que pudiera considerarse como un

efecto beneficioso del sistema en algunas partes del proceso, tomando en cuenta el patrón de

flujo y las condiciones operacionales en todo el trayecto, desde cabezal de pozo hasta la

estación de flujo). A su vez los electrodos usados presentaron óxidos en la parte interna, que va

conectada al equipo registrador de velocidades de corrosión de campo; óxidos producto de un

inadecuado aislamiento del electrodo, durante su almacenamiento para el siguiente día de

evaluación en campo (para mas detalle del almacenamiento de las probetas Rp usadas dirigirse

al Apéndice 2). Es por ello que estos resultados del inhibidor B a 15 ppm no se consideran

validos durante esta evaluación (Tabla 19).

Tabla 19. Resultados obtenidos con la aplicación del Inhibidor B

Concentración Velocidad de

corrosión promedio (mpy) Eficiencia (%)

15 0,54 -

25 59,25 11

Valores promedio. Información en Apéndice 4 (Tabla A4-6a y Tabla A4-6b).

Figura 35. Detalle de los electrodos AISI 1028 de la probeta Rp al finalizar la corrida en campo.

100

Evaluación de la aplicación del Inhibidor de Corrosión C.

Se registraron los parámetros de producción del pozo para esta evaluación, una vez pasadas

24 horas de haberse inyectado continuamente en fondo de pozo el inhibidor C a 15 ppm (Tabla

20).

Tabla 20. Condiciones de la prueba en pozo usando el Inhibidor de Corrosión C

CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA

Presión de Línea (psi) 300

Temperatura de Línea (°C) 62

Presión de cabezal (psi) 260

Presión Separador Piloto al recircular (psi) 290

Presión Operación Separador Piloto (psi) 265

Valores promedio. Información en Apéndice 4 (Tabla A4-7).

En la Figura 36 muestra el comportamiento de las dos pruebas llevadas a cabo con el

inhibidor C a 15 ppm. El control de la velocidad de corrosión en valores inferiores a 2 mpy frente

al valor del blanco de 66,71 mpy, implica que bajo este tratamiento el sistema presenta

velocidades de corrosión bajas, que hacen permisible la operación del sistema según

requerimientos de la norma API[26].

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1 3 5 7 9

Tiempo (min)

Vel

ocid

ad d

e C

orro

sión

(m

py)

INH C Prueba 1 INH C Prueba 2

Figura 36. Velocidades de Corrosión registradas usando la técnica Rp sin con Inhibidor C a una concentración de 15 ppm.

101

Se puede apreciar una muy baja velocidad de corrosión producto del cálculo de la media

aritmética de las velocidades de corrosión de las dos pruebas, llevada a cabo con el inhibidor C.

Un valor tan bajo como 2,38 mpy a una dosis de 15 ppm del Inhibidor C, representa un 96% de

eficiencia en el control de corrosión con respecto al blanco del sistema, lo que permite destacar

la eficiencia de este inhibidor (Tabla 21). Motivado a problemas operacionales del campo donde

se realizo esta evaluación y al tiempo estimado para culminación del proyecto, el Inhibidor C no

pudo ser evaluado a una dosis de 25 ppm. Este inhibidor cumple con la condición para ser

aplicado en fondo de pozo en este campo.

Tabla 21. Resultados obtenidos con la aplicación del Inhibidor C

Concentración Velocidad de

corrosión promedio (mpy) Eficiencia (%)

15 2,38 96

Valores promedio. Información en Apéndice 4 (Tabla A4-8).

Evaluación de la aplicación del Inhibidor de Corrosión D.

De igual forma, continuando con la metodología definida, se tomaron los parámetros de

producción del pozo para esta evaluación, una vez transcurridas 24 horas de la inyección de

inhibidor D a 15 ppm y finalmente a 25 ppm (Tabla 22).

Tabla 22. Condiciones de la prueba en pozo usando el Inhibidor de Corrosión D

CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA

Presión de Línea (psi) 300

Temperatura de Línea (°C) 66

Presión de cabezal (psi) 210

Presión Separador Piloto al recircular (psi) 290

Presión Operación Separador Piloto (psi) 215

Valores promedio. Información en Apéndice 4 (Tabla A4-9).

El comportamiento apreciado en las Figuras 37 y 38, muestra una reproducibilidad de los

resultados obtenidos para ambas dosis de inhibidor D evaluadas en campo. Las velocidades de

corrosión registradas en las probetas Rp, muestran valores similares: 4,57 mpy y 4,25 mpy

respectivamente para 15 ppm y 25 ppm del Inhibidor D (Tabla 23). La aplicación de este

102

inhibidor en fondo de pozo a 15 ppm permite obtener bajas velocidades de corrosión con

respecto al blanco y aceptables bajo criterio de la norma API[26], lo que permite estimar un valor

de eficiencia de 94%. Finalmente el inhibidor D es apto para aplicación en fondo de pozo a una

concentración no menor a 15 ppm.

2

3

4

5

6

7

8

9

1 3 5 7 9 11 13 15

Tiempo (min)

Vel

ocid

ad d

e C

orro

sión

(m

py)

INH D Prueba 1 INH D Prueba 2

Figura 37. Velocidades de Corrosión registradas usando la técnica Rp sin con Inhibidor D a una concentración de 15 ppm.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1 3 5 7 9 11 13

Tiempo (min)

Vel

ocid

ad d

e C

orro

sión

(m

py)

INH D Prueba 1 INH D Prueba 2

Figura 38. Velocidades de Corrosión registradas usando la técnica Rp sin con Inhibidor D a una concentración de 25 ppm.

El comportamiento de la eficiencia de los inhibidores de corrosión evaluados en este trabajo

de investigación, revela que para familias de componentes activos similares, basados en: sales

de imidazolina, aminas cuaternarias y surfactantes, esta intrínsecamente relacionado a la

103

proporción de estos componentes en la formulación de cada Inhibidor, y es esto lo que permite

hacer una clara diferenciación en la eficiencia de los mismos. Es claro que el Inhibidor A es

similar al Inhibidor B, y su diferencia se deriva en que la actividad del Inhibidor B es la mitad de

la del Inhibidor A. Por otro lado el Inhibidor C tiene mayor proporción de sal de imidazolina que

frente al Inhibidor D.

Tabla 23. Resultados obtenidos con el Inhibidor D.

Concentración Velocidad de

corrosión promedio (mpy) Eficiencia (%)

15 4,57 94

25 4,25 94

Valores promedio. Información en Apéndice 4 (Tabla A4-10a y Tabla A4-10b).

Evaluación mediante la determinación de concentración residual de producto en el agua asociada a la producción.

La evaluación en campo de la concentración residual de un inhibidor de corrosión, basada en

los valores de eficiencia obtenidos de las lecturas de probetas ubicadas en cabezal de pozo,

refieren un rango de valores que garantizaría un efectivo control de corrosión del sistema.

La tecnología en inhibición de corrosión en flujos mutifásicos desarrollada a lo largo de los

años ha incrementado la confianza en la inhibición química como metodología confiable en la

mitigación de la corrosión. Basado en evaluaciones de laboratorio y experiencias de campo, se

fija un nivel de concentración de residual de inhibidor, lo cual otorga confianza a operadores al

existir suficiente protección en el sistema de producción[59].

En la Tabla 24 se muestran los valores obtenidos de residual de producto por los tres

métodos de extracción colorimétricos evaluados en laboratorio (Apéndice 2). Los valores más

bajos se apreciaron con el método A, mientras que los métodos B y C reflejaron valores

superiores (Tabla 24). Las interferencias de los métodos de extracción colorimétricos están en

el mismo orden de magnitud para el sistema evaluado con cada inhibidor de corrosión, lo que

refleja una leve interferencia de los métodos B y C con el fluido del yacimiento[65]. Efectos de

salinidad y de componentes base sulfonato presentes en muchos yacimientos con presencia de

H2S, como es el caso del yacimiento bajo estudio, son causa de estas interferencias[65] junto a

interferencias matriciales durante la realización de las curvas de calibración que pudieron

haberse corregido[58], sin embargo por desconocimiento de los mismos, no se tomaron en

consideración. Estos valores de residual de producto, deberían ser en términos de orden de

104

magnitud menores a la dosis de producto inyectado en fondo de pozo, inclusive cercanos a

cero, porque como ya fue señalado el fluido es tratado desde fondo de pozo y el inhibidor debe

adherirse a un área superficial considerable (aproximadamente existe un área expuesta de

tubería de producción de 11.700 m2). Los elevados valores obtenidos con la aplicación del

tratamiento para inhibir corrosión (Tabla 24), tomando en consideración la concentración de

activo de los inhibidores evaluados y en base a la detección de componentes amino

cuaternarios presentes en la formulación de cada uno de los productos, no son tan elevados

para el método A, mientras que los métodos B y C presentan mayores valores relacionados a

posibles interferencias (Tabla 25).

Tabla 24. Resultados de residual de producto inhibidor de corrosión.

Valor de Residual de Producto (ppm) Producto

Concentración

(ppm) Método A Método B Método C

15 2,2 12,7 15,5 Inhibidor A

25 12,9 24,4 28

15 5,7 12,2 16 Inhibidor B

25 16,6 27,9 42,5

15 1,7 10,1 7,1 Inhibidor C

25 - - -

15 1,0 8,9 3,7 Inhibidor D

25 4,0 16,7 23,3

Información adicional en Apéndice 4.

Tabla 25. Composición de los inhibidores por compuesto químico detectable por los métodos colorimétricos evaluados.

Producto Componente Activo (%) Concentración

(ppm)

Valor máx. detectable

(ppm)

Inhibidor A 15 1,80

12

25 3,00

Inhibidor B 15 0,75

5

25 1,25

15 2,25 Inhibidor C 15

25 ND

15 2,70 Inhibidor D 18

25 4,50

ND: No determinado durante la prueba debido a imposibilidad de evaluación.

105

Los métodos de extracción colorimétricos usados tienen los siguientes problemas inherentes:

- Se forman complejos orgánicos complejos con los indicadores usados por cada método

(complejo orgánico con naranja de metilo, con púrpura de bromocresol y con azúl de

bromofenol) que tienen la tendencia a adherirse a la superficie del vidrio usado en el

análisis de laboratorio.

- Potencial interferencia en la determinación de concentración residual de inhibidor

debido a la posibilidad de arrastre de un componente de una muestra a otra.

- Alta interferencia matricial que concuerda con la composición de la salmuera o muestra,

por lo menos en el contenido de cloruro, lo cual es necesario para alcanzar exactitud en

el análisis.

- Falta de especificidad, el método responde no solo a aminas cuaternarias sino a otras

aminas orgánicas.

- Dependencia del pH, es por ello la estabilidad de los 3 buffer usados en la metodología

definida[58].

Los complejos de púrpura de bromocresol (método A), anaranjado de metilo (método B) y

azúl de bromofenol (método C) se absorben en la región visible. Los métodos son tediosos,

requieren extracciones con varios buffers y tolueno, respectivamente. Los analistas deben

poseer apropiado entrenamiento y experiencia, para alcanzar la exactitud, precisión y

sensibilidad requerida. Cuando ocurren problemas en ubicaciones particulares en campo, los

análisis de muestras deben ser verificados mediante métodos referidos desarrollados en

instrumentos más adecuados[59].

Los métodos colorimétricos deben ser usados adecuadamente, de lo contrario se corre el

riesgo de cometer graves errores en particular la dificultad de mantener la misma intensidad de

agitación manual para cada análisis, lo que es virtualmente imposible[65].

En este caso, debido a las interferencias obtenidas a nivel de campo, se recomienda adoptar

el uso de técnicas de:

a. Espectroscopia de Fluorescencia para analizar el residual de inhibidor de corrosión

(Cromatografía de Líquidos de Alto Desempeño (HPLC) por Fluorescencia) tomando en

consideración:

- Los inhibidores que contengan alquilpiridinas, componentes de amonio cuaternario y

bis-cuaternarios, mediante un ajuste de una intensidad de fluorescencia directa.

- Para inhibidores base imidazolina, aminas y amidas, tener presente la formación de

complejos de fluoroaminas (fluoriscaminas) y la intensidad de fluorescencia de estos

complejos.

106

b. Espectroscopia de Plasma Inducida (EPI) para inhibidores base Fosfonatos y/o Ester

Fosfatos[58].

Evaluación mediante el uso de la técnica de contaje de hierro.

El monitoreo de fluidos en el cabezal del pozo se convierte en un complemento para el

desempeño de las pruebas de análisis químico, tal como el análisis de determinación de hierro

total por norma NACE RP 0192-98 (cuentas de hierro). Los resultados del monitoreo de hierro

total en cabezal del pozo sin tratamiento (blanco) y con la aplicación de los cuatro inhibidores de

corrosión en fondo de pozo, se muestran en la Tabla 26.

En la Tabla 26 se estiman valores de velocidad de corrosión, tomando en consideración una

aplicación de la Ley de Faraday para el calculo de velocidad de corrosión, en base a la

concentración de hierro total disuelto asociado al agua de producción (Apéndice 4); y

especificando una concentración inicial de hierro total del yacimiento de 3,54 ppm (estimada por

datos de simuladores basado en el equilibrio Calcio-Hierro de formación en yacimientos de

formación del tipo arenisca), un área expuesta de 11.700 m2 de tubería de producción y una

producción de agua de 11.436 barriles agua/día. Los valores obtenidos de velocidad de

corrosión se realizaron por ende, con aplicación directa de Ley de Faraday (ecuación de perdida

de peso); y estimando por diagramas mecánicos y de completación del pozo el área expuesta

de tubería de producción desde fondo de pozo hasta el cabezal. En el Apéndice 4 se muestra

un modelo de cálculo por este método.

El valor obtenido de hierro total (contaje de hierro) revela que las velocidades de corrosión

son muy bajas, en comparación con las lecturas de probetas de resistencia a la polarización

usada para determinar velocidades de corrosión en cabezal del pozo (Tabla 26). Los resultados

obtenidos del contaje de hierro del sistema, no muestran la sensibilidad en el cambio de

inhibidor evaluado así como de la concentración aplicada.

Este método es útil para el análisis de la tendencia en el monitoreo para casos de corrosión

general y requiere que la determinación de hierro total sea realizado como una alarma ante

mínimas fluctuaciones para sistemas con tratamiento químico establecido. A pesar de ser un

método de monitoreo rápido, no aporta información precisa de la extensión y tipo de ataque de

los procesos corrosivos que toman lugar en el sistema de producción. Con áreas de amplia

corrosión, las cuentas de hierro serán proporcionalmente altas. Sin embargo, cuando el área

desprotegida es pequeña, las cuentas de hierro pueden no indicar el proceso ocurrido en estas

pequeñas y desprotegidas áreas, que son altamente propensas a corrosión por picaduras[59].

107

Tabla 26. Resultados Velocidad de Corrosión por contaje de Hierro.

Producto Concentración

(ppm)

Hierro Total

(ppm)

Velocidad de Corrosión

(mpy)*

5,4 13,42 Blanco -

5,4 13,42

15 4,4 6,20 Inhibidor A

25 4,7 8,37

15 4,7 8,37 Inhibidor B

25 3,7 1,15

15 4,3

13,42 Inhibidor C

25 - -

15 3,9 8,37 Inhibidor D

25 3,7 1,15

* Valor obtenido por Ley de Faraday. Información adicional en Apéndice 4.

Evaluación en laboratorio a 90°C, presión atmosférica y condición estática, del Acero al

Carbono API 5L X42 en salmuera de pozo saturada con CO2.

A este efecto se utilizaron las técnicas de Resistencia a la Polarización, Espectroscopia de

Impedancia Electroquímica (EIE) y Voltametría Cíclica (VC). La primera fue usada como base

comparativa de los resultados obtenidos en las pruebas de Autoclave Estático y de Campo. EIE

y VC fueron empleadas para conocer además de las velocidad de corrosión del sistema, el

comportamiento y los procesos presentes en este sistema con cada uno de los inhibidores de

corrosión estudiados.

Evaluación mediante la técnica de Polarización Lineal

Permite comparar el comportamiento de los inhibidores de corrosión así como del blanco del

sistema obtenidos en autoclave estático. Esta técnica, así como la de EIE y VC, se efectúo a

una temperatura de 90°C por la importante limitante del punto de ebullición del agua a condición

atmosférica.

Sistema sin Inhibidores

La técnica de resistencia a la polarización se aplicó al sistema conformado por acero al

carbono del tipo API 5L X42 en agua de pozo saturada con CO2 a presión ambiente y 90°C. En

la Tabla 27 se muestran los resultados de velocidad de corrosión, además de los valores de

108

potencial de corrosión (Ecorr), densidad de corriente de corrosión (icorr) y la velocidad de

corrosión promedio (Vcorr promedio).

Tabla 27. Resultados de Velocidad de Corrosión del sistema sin Inhibidor.

Ecorr

vs. ECS

(mV)

icorr

(A/cm2)

Vcorr

(mpy)

Vcorr promedio

(mpy)

Blanco 1 -781,3 199,4 91,11

Blanco 2 -772,5 259,9 118,7 104,91

La velocidad de corrosión del sistema sin inhibición revela la agresividad del medio incluso

en condiciones estáticas realizadas en laboratorio, presentando un valor promedio muy

elevado[26]: 104,91 mpy (2,66 mm/año). Este valor se obtuvo al aplicar la media aritmética de los

dos resultados de las prueba Rp aplicada (Tabla 27) y será utilizado para calcular los valores de

eficiencia de los inhibidores en el control de corrosión bajo estas condiciones predeterminadas.

Sistema con Inhibidores

Bajo condiciones similares se generaron las curvas de resistencia a la polarización de los

inhibidores. La Figura 35 muestra el comportamiento obtenido del potencial (E, mV) medido con

respecto a un electrodo de referencia de Calomel Saturado (ECS) en función de la densidad de

corriente (i, µA/cm2) para el sistema sin inhibidor (blanco) así como las curvas de los cuatro

inhibidores evaluados (para detalle de cada una de las curvas obtenidas y los cálculos

aplicados para determinar la velocidad de corrosión dirigirse al Apéndice 5). Al aplicar la

ecuación de Stern-Geary (ecuación 13) se obtiene el ajuste lineal del valor de velocidad de

corrosión a partir del valor de resistencia a la polarización (Rp) que se obtiene al aplicar esta

técnica (Apéndice 5). De esta manera se aprecia como la pendiente de cada una de las

condiciones evaluadas cambia, resultando que para mayores valores de la pendiente de las

rectas obtenidas, mayor control de corrosión del sistema, debido al menor valor de velocidad de

corrosión obtenido. La Tabla 28 resume los valores de los resultados de potencial de corrosión

(Ecorr), densidad de corriente de corrosión (icorr) y la velocidad de corrosión promedio

(Vcorr promedio) para una concentración de 15 ppm de cada inhibidor evaluado.

El comportamiento de los inhibidores frente al blanco del sistema hace los valores de

potencial ligeramente más nobles y un incremento considerable de la pendiente (Rp),

reduciendo los valores de corriente para el potencial aplicado. Como consecuencia de esto el

valor de resistencia a la polarización es mayor, reduciendo de esta forma las velocidades de

corrosión mostradas por el sistema sin inhibidor (Figura 39). Para el inhibidor D el

109

comportamiento del potencial es diferente al mostrado por los otros inhibidores y su pendiente

(∆E/∆i) es más pronunciada que la observada por sus competidores, esta pendiente permite

ofrecerle un valor de eficiencia o control de corrosión. Según los resultados mostrados en la

Tabla 28, es evidente la reducción significativa en la corriente de corrosión y por ende en la

velocidad de corrosión para el inhibidor D, por lo que bajo condiciones estáticas este inhibidor

es el que mejor representa control de corrosión seguido por los inhibidores A y C, quedando en

último lugar el inhibidor B.

-830

-810

-790

-770

-750

-730

-710

-30 -20 -10 0 10

i (A/cm2)

E (

mV

) vs

. EC

S

INH A INH B INH C INH D BLANCO

Figura 39. Resultados de la Técnica Rp del acero al carbono API 5L X42 en agua de pozo saturada con CO2 a presión ambiente, 90°C y condición estática. Se muestran las curvas sin

inhibidor y con la adición de inhibidores a 15 ppm.

Tabla 28. Resultados de Velocidad de Corrosión del acero al carbono en agua de pozo saturada en CO2 a 90°C y Presión ambiente con inhibidores de corrosión.

Ecorr

vs. ECS

(mV)

icorr

(µA/cm2)

Vcorr

(mpy)

Vcorr

promedio

(mpy)

Eficiencia

(%)

Inhibidor A -808 46,7 21,11

Inhibidor A -795 45,8 20,51 20,81 80

Inhibidor B -796 104,9 48,06

Inhibidor B -802 70,1 32,05 40,05 62

Inhibidor C -802 48,4 21,71

Inhibidor C -789 47,6 22,16 21,94 79

Inhibidor D -723 11,8 5,361

Inhibidor D -719 14,8 6,751 6,056 94

110

Evaluación mediante la técnica de Espectroscopia de Impedancia Electroquímica (EIE).

Los resultados obtenidos utilizando la técnica EIE se presentan a través de los espectros de

impedancia (diagramas de Nyquist y Bode) obtenidos para el medio de agua de pozo saturada

con CO2 a condición estática, 90°C y presión ambiente, los cuales son validados utilizando los

circuitos eléctricos equivalentes más apropiados.

La Figura 40a muestran los cambios en el diagrama de Nyquist del acero al carbono para el

sistema sin inhibidor y con la adición de una concentración de 15 ppm de los inhibidores de

corrosión evaluados (A, B, C y D). En esta Figura se exhibe para el sistema sin inhibidor un lazo

capacitivo correspondiendo a la interacción de transferencia de carga[66], al mismo tiempo se

aprecia un segundo arco inductivo a bajas frecuencias, que puede estar relacionado con la

disolución del metal activo[66]. Cabe destacar que el comportamiento del blanco (Figura 40a) es

similar al obtenido por Videm[64] donde muestra que soluciones con diferentes concentraciones

de NaCl en agua pura con CO2, tienen comportamientos similares al obtenido en este trabajo de

investigación.

En la Figura 40a se evidencia que la adición de inhibidores de corrosión al sistema genera

un proceso de adsorción por el incremento de los lazos por efectos capacitivos, característicos

de cada inhibidor evaluado. Un estudio reciente[60] indica que un acero API 5L expuesto a un

inhibidor base aminas en una solución al 3% NaCl con 250 ppm de CO2(AC) muestra que la

barrera de inhibidor formada es estable bajo diferentes velocidades de rotación.

Así mismo, los lazos formados por cada inhibidor (Figura 40a) muestran una tendencia a la

formación de al menos dos lazos solapados, que pueden ser referidos a procesos capacitivos.

Esto es una clara diferencia de otros autores que han encontrado lazos inductivos relativos a

procesos difusionales, bien sea utilizado inhibidor fílmico base imidazolina en procesos

corrosivos del cobre[66] o usando un inhibidor base aminas, en procesos de corrosión del acero

API 5L X-52 en agua pura saturada en CO2 con adición de cloruro de sodio en condición

estática[60].

Los inhibidores evaluados exhiben una mayor resistencia al medio, ya que presentan un

valor de constante de fase más amplio, que corresponde a valores de impedancias mayores.

Este comportamiento se puede verificar en el diagrama de Bode de la Figura 40b, donde se

nota el aumento del valor del modulo de la impedancia en cada una de las evaluaciones de

cada inhibidor, motivado al aumento de la capacitancia producto de la formación de barreras

fílmicas, que incrementa el control de corrosión de este sistema.

111

En el orden en que se incrementa la resistencia de los inhibidores y en función de los

resultados obtenidos de la técnica de resistencia a la polarización, se evidencia que en ese

orden disminuye la velocidad de corrosión. Para este caso el Inhibidor D tiene una mayor

resistencia a la polarización que el Inhibidor A y el Inhibidor C. Finalmente el Inhibidor B sigue

presentando un comportamiento desfavorable en cuanto a eficiencia en el control de corrosión

de este sistema estático.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

Zreal (ohm)

-Zim

ag

(o

hm

)

INH A INH B INH C INH D BLANCO

Figura 40a. Diagrama de Nyquist de los Espectros de Impedancia resultantes del acero al carbono en agua de pozo, saturada con CO2 a 90°C, presión ambiente y condición estática

donde se muestran todos los inhibidores evaluados y el blanco del sistema.

En cuanto al ángulo de fase, el diagrama de bode (Figura 40b) muestra un comportamiento

de un cambio de ángulo para cada inhibidor al igual que para el blanco del sistema. Este

cambio de ángulo que le da cierta forma de “v” al diagrama es similar para cada inhibidor, lo que

esta directamente asociado a una sola pendiente, apreciable en el diagrama del módulo de

impedancia Z vs. Frecuencia (Figura 40b). El comportamiento del cambio de ángulo en

valores de 90° corresponde a fenómenos resistivos, a medida que esta ángulo disminuye

aumentan los procesos de transferencia de carga y por ende se favorecen los fenómenos

corrosivos. Los ángulos apreciados para el blanco y para cada inhibidor evaluado están en un

rango entre 50° - 60° y refieren procesos transferencia de carga. Es por ello que la interacción

entre cada inhibidor y el sustrato posiblemente requiere un proceso de transferencia de carga.

112

Finalmente el comportamiento de los inhibidores evaluados en cuanto al cambio de ángulo no

es significativo para la discusión sobre efectos de control de velocidad de corrosión en el

sistema.

1

10

100

1000

10000

100000

0.01 0.1 1 10 100 1000 10000 100000

Frecuencia (Hz)

|Z|

BLANCO INH A INH B INH C INH D

-60

-50

-40

-30

-20

-10

0

10

0.01 0.1 1 10 100 1000 10000 100000

Frecuencia (Hz)

the

ta

BLANCO INH A INH B INH C INH D

Figura 40b. Diagramas de Bode de Espectros de Impedancia resultantes del acero al carbono en agua de pozo, saturada con CO2 a 90°C, presión ambiente y condición estática, donde se

muestran todos los inhibidores evaluados y el blanco del sistema.

113

El análisis cuantitativo de los espectros de impedancia electroquímica se realizó ajustando

con circuitos equivalentes de dos elementos de fase constante (CPE) para el blanco y los

inhibidores: A, B y D; mientras que para el inhibidor C se uso un circuito eléctrico equivalente de

tres elementos de fase constante (CPE). Cabe destacar que el modelo utilizado se presentó en

el marco teórico, sin embargo, en lugar de utilizar un condensador ideal se colocó un

condensador no ideal o elemento de fase constante (CPE). Este elemento tiene dos

parámetros, P y T. CPE-T, se refiere a la capacitancia como tal (en F/cm2) y CPE-P se refiere a

un coeficiente que indica la idealidad del condensador (si el valor es 1, es ideal). Rs es la

resistencia de transferencia de carga en el electrolito y n es un parámetro de irregularidades

superficiales del CPR. R2 es la resistencia a la polarización (Rp) para el circuito de dos

constantes de fase y R3 es Rp para el ajuste realizado con el circuito eléctrico de tres

constantes de fase. El resultado del ajuste con estos modelos se resume en la Tabla 29. En la

tabla se aprecia que los valores de la resistencia del electrolito son bajos, indicando que el

medio es altamente conductor. Por otro lado, se observa que hay una elevada resistencia a la

transferencia de carga o resistencia a la polarización con la adición de los inhibidores de

corrosión (Tabla 29).

En el primer lazo de alta frecuencia (Figura 40a) hay un efecto capacitivo que mantiene el

mismo orden de magnitud relacionado a la eficiencia de los inhibidores en el control de

corrosión. Describe características fisicoquímicas del inhibidor en función del sustrato y del

proceso corrosivo. Apreciable en los valores de R2 y R3 de la Tabla 29. Se aprecia como el valor

del blanco es menor y como la resistencia aumenta con la adición de cada inhibidor de

corrosión. Siendo los valores mas elevados para el inhibidor A, B y C, mientras el inhibidor B

alcanzo un valor mas bajo.

Tabla 29. Validación empleando circuitos eléctricos equivalentes.

Rs CPE1

(µF)

n1 R1 CPE2

(µF)

n2 R2 CPE3

(µF)

n3 R3

Blanco 3,12 384 4,3 266 2.148 0,66 547 - - -

INH A 6,56 71,7 0,69 7.341 151,8 1,99 6.011 - - -

INH B 3,43 273,3 0,69 1.328 1279 1,07 1.173 - - -

INH C 1,96 480,5 0,59 1.627 127,6 0,88 327 589,9 0,69 2.860

INH D 4,01 74,1 0,61 1.986 145,9 0,62 3.070 - - -

114

Evaluación mediante la técnica de Voltametría Cíclica

Los resultados alcanzados utilizando esta técnica se presentan en base al comportamiento

del acero al carbono API 5L X42 en agua de pozo saturada con CO2 a 90°C y condición

estática; y con platino (como electrodo de trabajo) en el mismo medio y bajo las mismas

condiciones. En ambas evaluaciones, con acero al carbono y con platino, se busco registrar el

comportamiento del blanco (sin dosificación de inhibidores) y luego con la aplicación de una

concentración de 15 ppm de cada uno de los inhibidores seleccionados para este estudio. En

las Figura 41 y la Figura 42 se ilustran las voltametrías cíclicas, en gráficos de densidad de

corriente (i) vs. E (mV vs Ag/AgCl), del acero al carbono a una velocidad de barrido de

200 mV/s. Esta velocidad fue seleccionada ya que esta técnica permite apreciar el

comportamiento de adsorción/desorción de productos de corrosión y películas de inhibidor de

corrosión a velocidades superiores a 1mV/s y a medida que se incrementa la velocidad mayor

será la interacción esperada por el inhibidor. Es por ello que en resumen para esta evaluación

aplicando 50 ciclos a una velocidad de 200mV/s no se alcanza a apreciar los comportamientos

típicos de la interacción del inhibidor con el sustrato metálico tal como ha sido visualizado en

otros trabajos de investigación con inhibidores similares[65]. Se puede apreciar en la Figura 41a

una característica voltametría plana sin presencia de picos anódicos y/o catódicos. La Figura

41b muestra todo el rango evaluado para el acero al carbono. La Tabla 30 resume los valores

de potencial de corrosión del acero al carbono durante las evaluaciones.

-400

-350

-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

-700 -500 -300 -100 100 300 500 700

E (mV) vs. Ag/AgCl

I (m

A/c

m2 )

Figura 41a. Voltagrama Cíclico del sistema de agua de pozo saturada en CO2 a 90°C, presión ambiente, condición estática del acero al carbono API 5L X42.

115

-400

-350

-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

-1500 -1000 -500 0 500 1000

E (mV) vs. Ag/AgCl

I (m

A/c

m2 )

Figura 41b. Voltagrama Cíclico del sistema de agua de pozo saturada en CO2 a 90°C (blanco), presión ambiente, condición estática del acero al carbono API 5L X42. Rango desde -1.400 mV

a -900mV vs. Ag/Agul

Tabla 30. Valores de Potencial de Corrosión de los electrodos de acero al carbono con VC.

Electrodo API 5L X42 Ecorr (mV) vs. Ag/AgCl

Prueba de Blanco - 611

Prueba de Inhibidor A - 415

Prueba de Inhibidor B - 411

Prueba de Inhibidor C - 410

Prueba de Inhibidor D - 408

El potencial de circuito abierto depende de la concentración de especies disueltas (ecuación

de Nernst) lo que produce cierta incertidumbre a la hora de trabajar con bajas concentraciones

del inhibidor, ya que la superficie del electrodo esta llena de imperfecciones (donde el producto

no llegó a adsorberse completamente) recomendando que el potencial que se mide sea un

potencial mixto.

La respuesta de corriente en una voltametría cíclica depende de la velocidad de barrido, a

mayor velocidad de barrido, mayor corriente y viceversa. En sistemas donde están presentes

116

inhibidores fílmicos, estos productos actúan como aislantes, el valor de capacitancia es elevado,

como puede apreciarse en los resultados obtenidos en las pruebas de EIE; y si la velocidad de

barrido también es alta, pues esto puede producir una sobrecarga de corriente. En una

voltametría cíclica un aumento de capacitancia puede observarse de una forma muy simple, se

aprecia como un aumento de la corriente al mismo potencial aplicado (Figura 42), donde la

curva del blanco (sistema sin inhibidor) es angosta, mientras que la curva con inhibidor debería

presentar una región de adsorción sin transferencia de electrones, evidenciada por una curva

un poco más rellena (que no se pudo apreciar en este experimento). Sin embargo en este

sistema sólo es apreciable un desplazamiento hacia intensidades de corriente menores en el

mismo rango de potenciales.

-400

-350

-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

-700 -500 -300 -100 100 300 500 700

E (mV) vs. Ag/AgCl

I (m

A/c

m2 )

INH A Blanco INH B INH C INH D

Figura 42. Voltagramas Cíclicos del sistema de agua de pozo saturada en CO2 a 90°C con acero al carbono API 5L con aplicación de inhibidores a una concentración de 15 ppm

comparando con el blanco.

Algunos tipos de inhibidores frecuentemente presentan problemas cuando se tratan de

evaluar usando técnicas electroquímicas convencionales (DC), tales como polarización

potenciodinámica o polarización lineal. Los fílmicos, o formadores de películas orgánicas son

los más complejos, ya que su mecanismo de acción es precisamente aislar el metal del medio a

través de una capa orgánica semipermeable, esto aumenta la resistencia del medio,

produciendo bruscos cambios de potencial con pequeños cambios de corriente (V=IxR), esto

117

explica el hecho de poder apreciar interacciones con el medio a medida que se aumenta la

velocidad de barrido en un voltagrama cíclico.

La solución al problema no es fácil, se debe tener un conocimiento del mecanismo de acción

del inhibidor y de la concentración a la cual trabaja en forma óptima. Para hacer esta clase de

evaluaciones (en medios resistivos) se cuentan con técnicas de corriente alterna (AC) como

son: EIE, Voltametría Cíclica AC y las que no requieren polarización como la de ruido

electroquímico.

En la Figura 43 se muestra un voltagrama planos del sistema con platino sin adición de

inhibidores de corrosión y la Figura 44 que compara el comportamiento del blanco con los

cuatro inhibidores evaluados.

En la Figura 42 y Figura 44 se aprecia que no hay interacción entre el sustrato (acero al

carbono y platino) y el inhibidor a las condiciones evaluadas. Solo se evidencia un descenso en

la corriente a un mismo valor de potencial. Se puede observar y comparar con los resultados

obtenidos en las pruebas de resistencia a la polarización y los espectros de impedancia

electroquímica, donde el blanco tiene una cantidad de corriente mucho mayor que la va

generando con respecto a cada uno de los inhibidores aplicados. La técnica de voltametría

cíclica usada para este estudio sólo ayuda a visualizar la tendencia del comportamiento de los

inhibidores, pero no hay aporte significativo por tratarse de voltametrías planas donde no hay

interacciones de los inhibidores.

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

-700.00 -500.00 -300.00 -100.00 100.00 300.00 500.00 700.00

E (mV) vs. Ag/AgCl

I (m

A/c

m2 )

Figura 43. Voltagramas Cíclicos del sistema de agua de pozo saturada en CO2 a 90°C, presión ambiente y condición estática con Velocidad de Barrido de 200mV/s, con electrodo de trabajo

de platino.

118

-1000.00

-500.00

0.00

500.00

1000.00

1500.00

-700.00 -500.00 -300.00 -100.00 100.00 300.00 500.00 700.00

E (mV) vs. Ag/AgCl

I (m

A/c

m2 )

Blanco INH A INH B INH C INH D

Figura 44. Voltagramas Cíclicos del sistema de agua de pozo saturada en CO2 a 90°C, presión ambiente y condición estática con Velocidad de Barrido de 200mV/s, con aplicación de

inhibidores comparando con el blanco (electrodo de platino).

119

CONCLUSIONES

- El orden de efectividad de los inhibidores evaluados utilizando salmuera sintética

saturada, en CO2, a 121°C, 200 psi y en condición estática, fue: D>C>A>B. Destacando

que el inhibidor D alcanzó el valor de 94% de mitigación de la velocidad de corrosión y

los otros inhibidores resultaron no aptos, por presentar valores inferiores a 90%.

- El orden de efectividad de los inhibidores evaluados utilizando salmuera sintética

saturada, en CO2, a 121°C, 200 psi y en condición dinámica, fue C>D≥A>B. Siendo el

inhibidor B no apto por presentar un valor inferior a 90%.

- El orden de efectividad de los inhibidores evaluados en campo, fue C≥A>D>B. Siendo el

inhibidor B no apto por presentar un valor inferior a 90%.

- Los valores de concentración de hierro total en campo, fueron similares para todos los

inhibidores, lo que evidencia ser una técnica de monitoreo que no pudo aportar

información adicional para la interpretación del tratamiento en pozos, por los repentinos

cambios de tratamiento o de inhibidores de corrosión efectuados según el diseño de la

investigación buscando maximizar el tiempo de evaluación minimizando el consumo de

inhibidores; además de la ausencia de un valor real de hierro total del agua de

yacimiento.

- Los valores de residual de inhibidor obtenidos por el método de extracción A, revelaron

resultados más precisos referidos a la dosis del inhibidor inyectado y a la concentración

del activo.

- Los valores de residual de inhibidor obtenidos por los métodos de extracción B y C,

fueron elevados con respecto a la dosis del inhibidor inyectado y proporción de

componentes activos.

- El orden de efectividad de los inhibidores evaluados en laboratorio a 90C y presión

atmosférica, en condición estática, fue D>A>C>B, usando las técnicas de Rp e EIE.

- La eficiencia de los inhibidores A, C y D fue superior a 90% en campo. Valor muy similar

al obtenido en la prueba dinámica de laboratorio por Chorro de Choque.

- El inhibidor D fue el de mayor eficiencia en las pruebas de laboratorio estáticas mediante

Rp y EIE.

- Dada la alta eficiencia lograda por los inhibidores A, C y D en campo, los mismos

pueden ser aplicados a fondo de pozo.

120

- Los voltamogramas correspondientes a los inhibidores de corrosión presentaron una

disminución en la densidad de corriente.

121

RECOMENDACIONES

- Para la evaluación de inhibidores incluir Autoclave Dinámico con Rp y EIE y en Chorro de

Choque incorporar la técnica la EIE.

- Incluir en la evaluación de los inhibidores de corrosión la técnica de voltametría cíclica, a

velocidades de barrido más bajas y el uso de la técnica de polarización

potenciodinámica con fines comparativos.

- Incluir la determinación de manganeso (Mn) en conjunto con el hierro total, con el fin de

conocer si el hierro procede de los componentes metálicos.

- Iniciar un cronograma de muestreo de fluidos en cabezal de pozo, para determinaciones de

residual de inhibidor usando técnicas espectrofotométricas, con el fin de establecer

posibles rangos de error asociados a las mediciones efectuadas en laboratorio con el

método A.

- Iniciar el tratamiento químico para control de corrosión en fondo de pozos por inyección

continua vía capilar.

122

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126

APENDICE 1

Muestra aspectos relacionados al funcionamiento de las Bombas Electrosumergibles (BES). La

Figura A1-1 muestra una curva de eficiencia característica de estos equipos.

Figura A1-1. Curva de eficiencia de una BES.

127

Figura A1-2. Fotografías de Sobrecalentamiento por operabilidad fuera de rango creando serios daños en equipo BES que inducen a paradas de producción.

Figura A1-3. Fotografías de Incrustaciones de Carbonato de Calcio (CaCO3) en partes de una BES.

128

Figura A1-4. Fotografías de Problemas de Corrosión Típicos en etapas de una BES. Se resaltan detalles en color rojo de ataques de corrosión-erosión por manejo de sólidos.

129

Historial de fallas reportadas en campo por corrosión por CO2 y corrosión-erosión por la

presencia de sólidos con altas velocidades del fluido y del gas.

Figura A1-5. Fotografías del historial de fallas reportadas en la tubería de cabezal (línea de superficie) del pozo seleccionado para este estudio.

130

Figura A1-6. Componentes típicos de Inhibidores de Corrosión. [6]

Tabla A1.1 Composiciones de Aceros al Carbono para aplicaciones industriales.

Resistencia a la Tracción

Límite Elástico Grado o Clase

C Mn P S Si MPa

Ksi (1000 psi)

MPa Ksi

(1000 psi)

API 5L X42*

0,28 1,25 0,04 0,05 - 413 60 289 42

API J55** - - 0,04 0,06 - 517 75 380 55

C 1018*3 0,18 - 0,23

0,30 - 0,60

0,04 0,05 - 393 57 297 43

NOTAS: * Especificación API 5L [56] ** Especificación API 5CT [56] *3 Número de Aleación AISI-SAE [57]

131

APÉNDICE 2

Este apéndice muestra los procedimientos directamente relacionados a la metodología

aplicada durante el estudio realizado.

Salmuera Sintética:

Es el medio de evaluación usado durante las pruebas de laboratorio a alta presión y alta

temperatura, en condiciones estáticas y dinámicas del estudio del acero al carbono.

Esta salmuera presenta un valor de fuerza iónica igual a la del pozo seleccionado para este

estudio, es decir, la salmuera sintética tiene la misma composición de cationes y aniones (más

representativos para los fenómenos corrosivos y/o incrustantes), producto de la caracterización

fisicoquímica completa del agua del yacimiento asociada al pozo petrolero. La Figura A2-1

muestra la hoja de cálculo del Simulador Cassandra Corrosion Model, usada para facilitar los

cálculos y preparación de la misma.

En la hoja de cálculo debe introducirse en la columna izquierda los valores de las

concentraciones de los parámetros fisicoquímicos obtenidos del análisis del agua de yacimiento

y la cantidad de agua a preparar. La hoja de cálculo automáticamente expresa las

concentraciones de las sales a pesar en la cantidad de agua en volumen fijada.

132

FIGURA A2-1. Hoja de Cálculo para preparación de la Salmuera Sintética usada en pruebas

de acero al carbono en Autoclave Estático y Chorro de Choque.

133

Procedimiento Experimental Autoclave:

1. Adicionar salmuera y crudo a los respectivos contenedores en la relación requerida.

2. Desairear la salmuera y el crudo, saturando los fluidos de prueba con gas de prueba

(CO2).

3. Purgar los fluidos de prueba con CO2 para remover oxígeno disuelto y para saturar

requiere 30 minutos por litro.

4. Registrar el pH de la salmuera.

5. Pulir los cupones de prueba hasta un acabado de 600 (lija de agua).

6. Examinar los cupones con microscopia.

7. Desengrasar los cupones usando xileno e IPA, luego secar, pesar y ensamblar en el

porta cupón e instalar en el eje.

8. Ensamblaje de Autoclave; desairear con tres ciclos de vacío/Nitrógeno y luego

efectuar un prueba de presurización del autoclave (hasta 1,5 veces la presión

requerida para la prueba).

9. Llenar el autoclave con los fluidos de prueba bajo operación de vacío.

10. Para la evaluación de inhibidores de corrosión, añadir la apropiada concentración de

químico en la fase acuosa antes de transferirlo al autoclave.

11. Encender el agua de enfriamiento para los rodamientos de los ejes.

12. Encender en calentador manteniendo una rotación suave.

13. Cuando se alcance la temperatura especificada, ajustar la presión por

desprendimiento el exceso o presurizando con los gases de prueba.

14. Ajustar la velocidad rotacional para alcanzar la velocidad de prueba o esfuerzo

cortante (Para prueba estática velocidad cero).

15. Iniciar la prueba para un tiempo especificado (24 horas para corrosión general y 7 días

para evaluación de picaduras).

16. Apagar el motor de la bomba de recirculación y el calentador.

17. Una vez enfriado el autoclave, liberar la presión y recolectar los líquidos usados en la

prueba.

18. Remover los cupones y registrar cualquier observación inicial.

19. Limpiar los cupones de productos de corrosión y registrar los pesos finales.

20. Visualizar los anillos de prueba luego de la exposición, usando una lupa

estereoscópica o microscopio.

21. Contabilizar la cantidad de picaduras de diámetro mayor a 50m.

134

22. Visualizar las picaduras mas profundas usando un microscopio de luz reflectada.

23. Registrar las profundidades de todas las picaduras mayores a 50m.

24. Limpiar el equipo con xileno, IPA y si se encuentran depósitos de carbonatos con

abrasivos y lavar con agua.

25. Calcular la velocidad de corrosión (en mpy) usando datos de perdida de peso (en

miligramos):

100)(534

TAD

pesoperdidaCorrVel

Donde:

Vel Corr: Velocidad de Corrosión

D: Densidad (g/cm3)

A: Área de la Superficie (in2)

T: Tiempo de Exposición (horas)

26. Calcular el valor de eficiencia o porcentaje de protección con la siguiente ecuación:

1001

21(%)

cr

crcrEficiencia

Donde:

cr1: Velocidad de Corrosión en los fluidos sin inhibir

cr2: Velocidad de Corrosión de los fluidos inhibidos (con inhibidor)

27. Calcular la máxima velocidad de picadura usando la picadura más profunda.

Procedimiento Experimental Chorro de Choque:

1. Adicionar salmuera y crudo en los respectivos contenedores a la relación requerida.

2. Desairear la salmuera y el crudo; saturar los fluidos con gas de prueba.

3. Pulir los electrodos de prueba hasta un acabado de 600 (lija de agua). Desengrasar los

electrodos de trabajo y de referencia y el ensamblaje de la celda de chorro de choque.

4. Purgar el lazo con Nitrógeno y luego hacer una prueba de presión con Nitrógeno (hasta

1,5 veces el valor de la presión requerida para la evaluación).

5. Despresurizar el sistema cerrado y cargar con salmuera y crudo presurizando cada

contenedor con gas de dióxido de carbono (CO2).

6. Iniciar el flujo de fluidos a baja velocidad e iniciar el calentamiento hasta llevar a los

fluidos a la temperatura requerida. Una vez alcanzada la temperatura de prueba, ajustar

la presión del sistema al valor requerido.

7. Ajustar la bomba a la velocidad de fluido deseada.

135

8. Iniciar la prueba base (blanco del sistema). Conectar el potenciostato a la celda de

corrosión e iniciar las mediciones electroquímicas de velocidad de corrosión.

9. Luego de establecer la velocidad de corrosión del sistema sin tratamiento (blanco del

sistema, puede tomar un período de 1-2 horas). Dosificar el inhibidor a la concentración

deseada.

10. Una vez estabilizada la velocidad de corrosión, incrementar la velocidad del chorro

para alcanzar altos valores de esfuerzos cortantes de hasta 990 Pa. Reducir la

velocidad del flujo al valor original una vez las mediciones se estabilicen. Finalizar la

prueba luego de alcanzar la estabilidad.

11. Al final de la prueba, apagar la bomba y el calentador, permitir que el sistema se

enfríe.

12. Descargar los fluidos contenidos en el recipiente del lazo en un contenedor de

desechos.

13. Desmontar la celda de corrosión y recolectar el espécimen de prueba. Enjuagar el

cupón o espécimen con IPA o xileno y luego con IPA.

14. Visualizar el espécimen cuidadosamente y registrar las observaciones.

15. Cálculos: usar el programa para el cálculo de las velocidades de corrosión de la data

de mediciones electroquímicas efectuadas.

136

Cálculos de Concentración de Inhibidor en pruebas de laboratorio.

(%)

10

iónConcentrac

ppml

A1

En base a la ecuación A1, para una muestra de 100 ml se hace el cálculo de la dosificación

de inhibidor en unidades de volumen en µl (1.10-3 ml) para cada ensayo. Teniendo que para un

volumen de 200 ml, se debe inyectar 30 µl de inhibidor diluido al 10% en agua destilada (Tabla

A2-1). Resumen de cálculos para inhibidor puro en Tabla A2-2.

Tabla A2-1. Valores de Inhibidor a dosificar en muestras de agua para ensayos de laboratorio.

Volumen de Muestra (ml) Concentración (ppm) Volumen a inyectar (µl) Dilución del Inhibidor (%) 100 15 200 30 300 45 400 60 500

15

75 100 25 200 50 300 75 400 100 500

25

125

10

Tabla A2-2. Valores de Inhibidor a dosificar en muestras de agua para ensayos de laboratorio en Autoclave y Chorro de Choque.

Volumen de Muestra (ml) Concentración (ppm) Volumen inyectar (µl) Dilución del Inhibidor (%) 100 1,5 500 7,5

1.000 15 1.500 22,5 2.000

15

30 100 2,5 500 12,5

1.000 25 1.500 37,5 2.000

25

50

100

137

Cálculos de Concentración de Inhibidor en pruebas de campo.

810.23

)/(/

ppmdíabblsAsociadaAguadíagal

A2

En base a la ecuación A2, se hacen los cálculos de concentración de inhibidor a ser

inyectado en fondo de pozo para la evaluación en campo. Así para un volumen de 10.000

barriles de agua producida al día y una concentración de 15 ppm se debe inyectar 6,3 gal/día

(Tabla A2-3).

Tabla A2-3. Valores de Inhibidor a dosificar en Campo.

P. Bruta (bbl/día)

P. Agua (bbl/día)

Concentración (ppm)

Dosis (gal/día)

Dosis (L/día)

15 7,2 27,3 12,038 11,436

25 12,0 45,4

NOTA: P. Bruta: Producción Total de Petróleo (agua + crudo)

P. Agua: Producción Total de Agua Asociada al crudo.

138

Procedimiento de Instalación de Probeta de Resistencia a la Polarización (Rp)

Se detalla el procedimiento con el objetivo de establecer los pasos a seguir para efectuar la

instalación / extracción de probetas tanto de corrosión como de incrustación, para el monitoreo

de la corrosión y de incrustación en los diferentes procesos de la producción de hidrocarburos.

La operación de instalación consiste en la introducción de un porta probeta en la línea de flujo a

través de una válvula, este porta probeta tiene en uno de sus extremos a la probeta Rp (Figura

A2-1). El dispositivo tiene una estructura, especialmente diseñada para permitir su conexión y

no dejar escapar ningún tipo de fluido hacia el medio ambiente (Figura A2-2).

1. Verifique que la válvula en la línea sobre la cual se va ha hacer la instalación este

operativa y que tenga como mínimo 1” de paso total.

2. Verifique la presión en la línea; de ello dependerá si la instalación se hará

manualmente o con el equipo retráctil.

3. En caso de que la presión se encuentre por debajo de 100 psi, se puede hacer la

instalación manualmente y se procede a montar la estructura (porta probeta) sobre

la válvula, cuidando de no tocar y/o dañar la probeta.

4. Una vez instalado la estructura, se abre lentamente la válvula donde fue conectada

la estructura, seguidamente se introduce el porta probeta de tal manera que la

probeta quede en la posición recomendada dentro de la tubería.

5. Se procederá a ajustar las tuercas de la estructura ensamblada que sujetaran al

vástago en su posición final.

6. Si la presión es alta, es decir, mayor a 100 psi, se instalará sobre la estructura

ensamblada el equipo retráctil, sobre el cuerpo principal de la misma.

7. Asegurar la base del equipo retráctil con la manija sujetadora del mismo.

8. Conectar guía sujetadora del equipo retráctil al cabezal del vástago del porta

cupones, subiendo o bajando el mismo hasta que coincidan.

9. Abrir lentamente la válvula principal en la línea de flujo.

10. Iniciar la introducción del vástago en la línea girando las manivelas del tornillo sin

fin del equipo retráctil.

11. Una vez alcanzada la longitud a introducir previamente establecida, se procede a

ajustar las tuercas de la estructura ensamblada del porta cupón que sujetará al

vástago del mismo en su posición final.

12. Se procederá a efectuar las mediciones y luego a retirar el equipo retráctil y

desinstalar el montaje descrito.

139

Figura A2-1. Dimensiones equipo retráctil usado durante las pruebas de campo.

Figura A2-2. Equipo retráctil instalado a la salida del Separador Piloto de Crudo.

Acople para conexión equipo Corrater que permite obtener las lecturas de velocidad de corrosión experimentadas por la probeta Rp. Vástago de soporte de la probeta. Acople para tubería de proceso, permite aislar el fluido del sistema e impide su salida al medio ambiente externo.

140

Procedimiento de Toma de Muestras en pozo

1. El análisis de integridad es dependiente de la integridad de la muestra y su manipulación.

2. Contenedores plásticos de capacidad 1 litro son los más apropiados. El volumen debe ser

suficiente para la mayor parte de los análisis. Botellas pláticas de polipropileno o polietileno

de alta densidad proveen un aislante excelente y sin menos propensos a fugas o rupturas

durante el traslado. Las botellas de vidrio son aceptables, siempre y cuando este

apropiadamente empacadas y selladas para su traslado.

3. Cada botella o recipiente debe llevar una etiqueta con: hora y fecha de recolección, la

compañía, Campo e Identificación del punto muestreado, tipo de muestra, análisis

necesarios y presión y temperatura del punto de muestro.

4. Los equipos sucios pueden contaminar la muestra. Si se permite la precipitación de sólidos

en la muestra, se obtendrán valores incorrectos del análisis. Sólidos como óxidos, sales o

incrustaciones minerales, debe ser removidos del punto de muestro antes de la recolección

de agua.

Preparación del Punto de Muestro y Muestro para la determinación de la Composición de la

Salmuera:

a. Visualizar las botellas y verificar que estén limpias. Si se tomaran muestras en diluciones,

preparar las botellas antes de visitar el campo.

b. Desechar los primeros cuartos de litro de agua de salida del punto de muestreo. Agua

entrampada en válvulas o tuberías no son muestra representativa.

c. Se requieren dos muestras para una completa exactitud del análisis: una muestra

acidificada y una mestra diluida

d. La muestra acidificada se prepara añadiendo 2 ml de ácido nítrico concentrado o ácido

clorhídrico a 1 L de salmueras libres de sólidos. No usar ácido sulfúrico.

e. Después de acidificar la muestra, agitar levemente para promover la mezcla del ácido con la

salmuera.

f. Medir el pH usando papel de pH o un pH metro y asegurarse que el pH final de la muestra

este por debajo de 2. Añadir más ácido en caso de ser necesario. Nota: Cuando el pH es

bajo la muestra se preserva previniendo la precipitación de iones metálicos, particularmente

calcio y hierro. Esta muestra puede ser usada para análisis de sulfatos, metales y residuales

de inhibidores. No puede ser usada para mediciones de alcalinidad. Estos iones son

destruidos por los ácidos.

141

g. Para recolectar muestras diluidas, puede tomar una botella de 1 litro y añadir 900 ml de

agua destilada. Usando un cilindro graduado u otro dispositivo de medición.

h. La dilución 1:10 se prepara con la medición del 100 ml de salmuera de campo en un cilindro

graduado y añadiendo a la botella 900 ml de agua destilada. La salmuera debe estar libre

de sólidos.

i. Agitar para promover la homogeneización pero no vigorosamente ya que esto puede

introducir excesivas cantidades de oxígeno a la muestra.

j. Si la dilución 1:10 no es posible o no es práctica, cualquier dilución pudiera ayudar. Es

importante anotar en botella que dilución se usó. Escribiendo en la etiqueta el volumen de

agua destilada original y el volumen de salmuera en la botella.

NOTA: La dilución 1:10 previene la precipitación de la mayor parte de incrustaciones

bajando el valor del indice de saturación. No se destruyen los componentes de la salmuera,

así que todos los análisis deben ser efectuados a esta muestra. La muestra es usada en la

medición de cloruros, carbonatos y bicarbonatos, sulfatos, calcio, dureza total y metales.

Muestro para la determinación del Residual de Inhibidor:

1. La muestra es la misma muestra acidificada como se describe en los pasos “c” y “d”

2. Es importante prevenir la formación de depósitos en la botella. Desde que los inhibidores de

corrosión y de incrustación son tenso-acticos, concentraciones residuales pueden ser

reducidas artificalmente por los sólidos presentes. Los inhibidores tienden a recubrir los

sólidos.

Análisis en Campo:

1. Inmediatamente recolectada la muestra, medir y registrar la temperatura de la muestra. Si la

salmuera esta limpia, medir y registrar el pH.

2. Si la salmuera contiene sólidos o es aceitosa, debe ser filtrada en un recipiente limpio.

3. Usando salmuera limpia, tomar suficiente muestra para analizar: Alcalinidad, CO2, H2S y pH.

Estos análisis deben ser efectuados en el campo e inmediatamente después de

muestreados.

142

Procedimiento de operación equipo separador piloto de crudo para evaluación de

productos inhibidores de corrosión.

1. Conectar equipo separador a cabezal del pozo productor.

2. Registrar presiones en:

a. Tubería de producción o línea de flujo de cabezal de pozo (donde se conecta el

equipo separador).

b. Línea de caising de pozo (donde se conecta recirculación de tope y fondo del

equipo separador).

3. Presurizar equipo hasta alcanzar la presión de línea de flujo del cabezal (permitiendo la

entrada de fluidos con todas las salidas del recipiente cerradas).

4. Efectuar lavados a alta velocidad por intervalo de 10 a 15 minutos de diversas formas:

a. Apertura de la válvula de fondo.

b. Apertura de la válvula de tope.

c. Apertura de la válvula de fondo.

5. Iniciar recirculación por tope de equipo separador a baja velocidad de flujo manteniendo

un ∆P < 5 psi, entre el valor de presión del equipo y la presión de tubería de pozo.

a. Cerrar válvula de conexión a la tubería de pozo.

b. Cerrar válvula de fondo de equipo separador de crudo.

6. Recircular por un periodo no menor a 2 horas,

7. Iniciar la evaluación de velocidad de corrosión, de la siguiente forma:

a. Mantener cerradas las válvulas de fondo del separador y de conexión al tubería

del pozo.

b. Drenar fluido y gas retenido en sección de tubería entre separador y tubería por

válvula de muestreo.

c. Abrir válvula para acceso del equipo retráctil para alta presión.

d. Instalar electrodos en la probeta de resistencia a la polarización (Rp).

e. Instalar probeta en acceso de la tubería de salida del separador piloto.

Nota: Se debe llenar la sección de tubería con agua del pozo (sin crudo) para evitar

ensuciamiento de electrodos al arrancar las mediciones).

8. Abrir las válvulas de salida a tubería del pozo de la siguiente forma:

a. Verificar que la válvula de toma de muestra este cerrada.

b. Abrir válvula de fondo del separador.

c. Abrir válvula de descarga al tubería del pozo.

9. Tomar y registrar lecturas de velocidad de corrosión.

143

10. Tomar muestra de fluido para análisis químico:

a. Residual de producto químico inhibidor de corrosión a evaluar.

b. Hierro total (cuentas de hierro).

11. Cerrar válvulas de recirculación y fondo del separador.

12. Cerrar alimentación del separador.

13. Drenar fluidos a tambor u otro recipiente disponible para desechos de fluidos.

Métodos de Extracción Colorimétricos para Determinación de Residual de Inhibidor de

Corrosión

Preparación de la muestra:

Similar al método usado por nosotros, Consiste en lo siguiente:

Separar la fase de crudo de la fase acuosa.

Acidificar, si es necesario, usando ácido clorhídrico (HCl) o ácido nítrico (HNO3) a pH 2.

Filtrar la muestra acuosa (papel de filtro Whatman N°2, 0,45 filtro micrométrico) para

remover sólidos suspendidos.

Obtener la salmuera sin tratamiento del lugar bajo estudio o preparar una salmuera sintética

similar a la muestra matriz, acidificar y filtrar si es necesario.

Preparación del producto químico estándar a evaluar:

Preparar una solución al 1% del inhibidor de corrosión (bien sea soluble en agua o

dispersable en agua) en una salmuera o muestra del campo limpia. Si no esta

completamente clara, tratar con metanol.

Preparar una cantidad entre 3 a 5 soluciones estándares con las concentraciones

esperadas a obtener en la muestra de campo o salmuera limpia.

NOTA: Los productos estándar se preparan de una muestra de inhibidor de corrosión,

preferiblemente del mismo lote usado para tratar el sistema en el campo.

Método A. Formación del complejo con indicador Púrpura de Bromocresol

1. Preparar 3 soluciones buffer de fosfato, pH: 5,7; 4,2 y 9,7 (Buffer A, B y C).

2. Procesar los estándares y las muestras de acuerdo a los siguientes métodos de

extracción.

3. A un volumen determinado de muestra en un embudo de separación, añadir indicador

púrpura de bromocresol, Buffer A y Cloroformo. Agitar hasta homogeneizar.

144

4. Separar la capa de cloroformo (fondo) y añadir buffer B. Mezclar hasta homogeneizar.

5. Separar la capa de cloroformo (fondo) y añadir buffer C. Mezclar hasta homogeneizar.

6. Extraer la capa de cloroformo por tercera vez, añadir etanol y mezclar hasta

homogeneizar.

7. Leer y registrar la absorbancia a 590-600 nm.

8. Generar la curva de calibración y calcular la concentración de inhibidor de corrosión en

la muestra. Corregir cualquier factor de dilución usado.

Método B. Formación del complejo con indicador Azúl de Bromofenol:

1. A un volumen conocido de estándar o salmuera (muestra) añadir carbonato de sodio en

un embudo de separación. Mezclar hasta homogeneizar.

2. Añadir indicador de azúl de bromofenol. Agitar hasta homogeneizar.

3. Añadir tolueno y agitar hasta homogeneizar.

4. Extraer el tope (capa de tolueno) y determinar la absorbancia del estándar y de la

muestra de campo a 580 – 600 nm.

5. Generar la curva de calibración y calcular la concentración de inhibidor de corrosión en

la muestra. Corregir cualquier factor de dilución usado.

Método C. Formación del complejo con indicador Anaranjado (Naranja) de Metilo:

1. A un volumen conocido de estándar o salmuera (muestra) añadir solución de buffer

bórax en un embudo de separación. Mezclar bien.

2. Añadir indicador de anaranjado de metilo. Agitar hasta homogeneizar.

3. Añadir cloroformo, agitar hasta homogeneizar.

4. Extraer la capa del complejo formado inhibidor/naranja de metilo con cloroformo (capa

del fondo).

5. Determinar el valor del absorbancia del complejo naranja de metilo en el cloroformo a

425 nm.

6. Generar la curva de calibración y calcular la concentración de inhibidor de corrosión en

la muestra. Corregir cualquier factor de dilución usado.

145

Método de Determinación de Hierro Total

Tomar la muestra según procedimiento de toma de muestra de fluidos, en un recipiente de

vidrio o plástico. Si la muestra va a ser analizada inmediatamente no añadir ácido clorhídrico

(HCl), por el contrario para su preservación y posterior análisis adicionar 0,5 ml de HCl diluido

en agua desionizada al 15%.

- Medir el pH de la muestra que debe ser <2,0 si no adicionar más ácido y calentar.

Proceder a analizar la muestra.

- Encender el Espectrofotómetro Hach DR-2000. Introducir el número del método

presionando las teclas 265 y luego “READ/ENTER”, La pantalla mostrara la longitud de

onda 510 nm.

- Llevar la longitud de onda a 510 nm, Presionar la tecla “READ/ENTER” y aparecerá en

pantalla mg/l Fe FV.

- Llenar la celda cuadrada con 25 ml de muestras.

- Colocar la celda en el equipo, cerrarlo y presionar “ZERO”. Inicialmente la pantalla

mostrara la palabra “wait” y luego aparecerá 0,00 mg/l Fe FV.

- Añadir a la muestra el indicador FerroVer y agitar suavemente girando la celda,

Presionar las teclas “SHIFT” y “TIMER”. Luego de 3 minutos de reacción y que suene el

pito colocar la muestra en el espectrofotómetro y cerrar.

- Presionar la tecla “READ/ENTER”. El resultado de hierro en mg/l aparecerá en la

pantalla. Si la concentración de hierro esta fuera de la escala (mayor de 3,0 mg/l la cual

se verifica por que los mg/L centellean en la pantalla) diluir la muestra con agua

destilada y repetir el método, por ejemplo, use 1 ml de muestra y dilúyala a 25 ml,

multiplique el resultado por el factor de dilución que es 25.

Procedimiento de preparación del electrodo de trabajo en pruebas de laboratorio a

condición estática, 90 °C y Presión Ambiente.

El procedimiento llevado a cabo para la preparación de los electrodos de trabajo de acero al

carbono (Figura A2-3) fue el siguiente:

1. Soldar con estaño, un alambre de cobre revestido a un cupón o lámina de acero

inoxidable.

146

2. Agregar resina epóxica (resina verde) alrededor de la soldadura y del cupón o lámina,

dejando expuesta sólo una cara del cupón.

3. Dejar secar por un tiempo no menor a 24 horas, en un ambiente fresco.

4. Eliminar el exceso de resina del área metálica expuesta mediante lijado.

5. Observar el electrodo en la lupa estereoscópica para verificar:

- Existencia de espacios confinados en el área comprendida entre la lámina y la

resina, Si los hay, corregir con más resina epóxica repitiendo los pasos 2-4.

- Picaduras en el metal expuesto, que deben ser eliminadas con lijado.

- Rayaduras en diferentes sentidos, el lijado busca dejar una superficie con rayas

en una sola dirección.

6. Preparar la superficie del electrodo mediante lijas de diferentes granulometrías hasta

llegar a lija de carburo de silicio n° 600.

Figura A2-3. Electrodos de acero API 5L X42 utilizados en las pruebas electroquímicas de determinación de velocidad de corrosión.

Procedimiento Experimental para Evaluación de Inhibidores de Corrosión mediante

pruebas en laboratorio a presión ambiente, 90°C y condición estática.

El procedimiento seguido para la realización de la estimación de las velocidades de corrosión

en agua de pozo saturada con CO2 se presenta a continuación.

1. Realizar el montaje de la celda electroquímica, tal y como se presenta en la

Figura A2-1.

2. Verter el agua de pozo en la celda y saturar con dióxido de carbono gaseoso.

3. Dejar una abertura en la tapa del recipiente para desalojar el gas inyectado a la

solución.

4. Esperar que la temperatura del agua de pozo saturada en CO2 sea la requerida

para la experiencia (90°C).

5. Efectuar mediciones de potencial de corrosión a circuito abierto hasta obtener

lecturas estables (que se encuentren en un rango de 10 mV).

147

6. Aplicar la técnica de Resistencia a la Polarización con los siguientes

parámetros:

Voltaje Inicial: -10 mV vs. OCP

Voltaje Final: +10 mV vs. OCP

Velocidad de Barrido: 0,28 mV/seg

7. Aplicar la técnica de Espectroscopia de Impedancia Electroquímica ajustando

los siguientes datos:

Frecuencia Inicial: 100.000 Hz

Frecuencia Final: 0,01 Hz

Voltaje en AC: 5 mV vs Potencial Circuito Abierto (OCP)

Puntos por década: 5

8. Aplicar la técnica de Voltametria Cíclica ajustando los siguientes datos:

Potencial Inicial: Ecorr (OCP) - 0,5 V

Potencial Final: Ecorr (OCP) + 0,5 V

Velocidad de Barrido: 200 mV/s

9. Terminada la prueba, desmontar el ensayo. Enjuagar los electrodos con agua y

desengrasar con acetona u alcohol.

148

APENDICE 3

Pruebas de Autoclave Estático

0

50

100

150

200

250

300

350

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Tiempo (horas)

Velo

cida

d de

Cor

rosi

on (

mpy

)

Blanco INH A INH B INH C INH D

Figura A3-1. Resultado Autoclave Estático durante la 10 primeras horas del ensayo.

149

0

50

100

150

200

250

300

350

11 12 13 14

Tiempo (horas)

Velo

cida

d de

Cor

rosi

on (

mpy

)

Blanco INH A INH B INH C INH D

Figura A3-2. Resultado Autoclave Estático desde la hora 11 hasta la hora 14.

0

50

100

150

200

250

300

350

14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Tiempo (horas)

Vel

ocid

ad d

e Cor

rosi

on (

mpy

)

Blanco INH A INH B INH C INH D

Figura A3-3. Resultado Autoclave Estático desde la hora 14 hasta la hora 24.

150

0

50

100

150

200

250

300

350

24 32 40 48

Tiempo (horas)

Velo

cida

d de

Cor

rosi

on (

mpy

)

Blanco INH A INH B INH C INH D

Figura A3-4. Resultado Autoclave Estático desde la hora 24 hasta la hora 48.

Tabla A3-1. Análisis de los Resultados por Periodos en Autoclave Estático.

Periodo Duración (horas) Condición Evaluada

VCORR (mpy) EFICIENCIA (%)

1 Hora 0 y Hora 10 BLANCO 200,94 - INH A 22,67 89 INH B 59,56 70 INH C 28,36 86 INH D 9,32 95

2 Hora 11 y Hora 14 BLANCO 53.24 - INH A 15,12 92 INH B 41,61 79 INH C 17,36 91 INH D 9,25 95

3 Hora 14 y Hora 24 BLANCO 42,59 - INH A 13,06 69 INH B 28,39 33 INH C 10,98 74 INH D 6,76 84

4 Hora 24 y Hora 48 BLANCO 25,77 - INH A 12,32 52 INH B 18,30 29 INH C 6,48 75 INH D 5,67 78

151

De los resultados expresados en la Tabla A3-1, se aprecia que el periodo 1, es de mayor

significación para el análisis de los resultados obtenidos de las pruebas de autoclave estático,

siendo la velocidad de corrosión del blanco de 200 mpy y resultando el inhibidor C con el único

con un valor de eficiencia superior al valor permisible fijado como criterio de validación de

resultados en laboratorio (90%).

En el periodo 2, resultaron eficientes en orden ascendente los Inhibidores D, C y A. Teniendo

el inhibidor B un valor de eficiencia muy por debajo del criterio de aceptación. En los otros

periodos restantes ninguno de los inhibidores alcanzo eficiencias superiores a 90%, esto se

debe al efecto de disminución de velocidad de corrosión que sufre el blanco (sistema sin

inhibidor) por la condición estática de la prueba, que favorece el crecimiento de capas de

FeCO3 que a esta condición contribuyen a disminuir la velocidad del proceso corrosivo.

152

APENDICE 4

Evaluaciones en Campo

Tabla A4-1. Condiciones de Operación del pozo durante las evaluaciones en Campo.

Número de Evaluaciones Condición Evaluada

1 2

Presión de Línea (psi) 280 290

Temperatura de Línea (°C) 65 60

Presión de cabezal (psi) 190 260

Presión Separador Piloto al

recircular (psi) 270 280

Presión Operación Separador

Piloto (psi) 195 265

Tabla A4-2. Lecturas de Velocidad de Corrosión usando probeta Rp a la salida del equipo separador piloto, instalado en cabezal de pozo durante las evaluaciones en Campo. Condición

sin inhibidor.

NUMBER CORROSION RATE (mpy)

DATE (dd/mm/yy)

TIME (hh:mm)

NUMBER CORROSION RATE (mpy)

DATE (dd/mm/yy)

TIME (hh:mm)

201 54.8 9-Aug-07 10:56 293 65.18 21/08/2007 10:35 202 56.4 9-Aug-07 10:58 294 63.01 21/08/2007 10:36 203 59.1 9-Aug-07 10:59 295 65.53 21/08/2007 10:37 204 61.2 9-Aug-07 11:00 296 71.91 21/08/2007 10:38 205 59.6 9-Aug-07 11:01 307 70.8 21/08/2007 11:06 206 62.5 9-Aug-07 11:02 308 68 21/08/2007 11:08 207 59.9 9-Aug-07 11:03 309 65 21/08/2007 11:09 208 59.2 9-Aug-07 11:05 310 68 21/08/2007 11:10 209 59.6 9-Aug-07 11:06 311 66 21/08/2007 11:11 210 58.8 9-Aug-07 11:07 312 63.95 21/08/2007 11:12 211 57.7 9-Aug-07 11:08 313 67.91 21/08/2007 11:13 212 60.0 9-Aug-07 11:09 314 67.3 21/08/2007 11:15 213 59.6 9-Aug-07 11:11 315 64.7 21/08/2007 11:16 214 54.8 9-Aug-07 11:12 316 57.8 21/08/2007 11:17 215 41.5 9-Aug-07 11:13 317 43.2 21/08/2007 11:18 216 32.2 9-Aug-07 11:14 318 38.9 21/08/2007 11:19

153

Tabla A4-3. Condiciones de Operación del pozo durante la evaluaciones del Inhibidor A en

Campo.

Condición Evaluada Numero de Evaluaciones 1 2 3 4

Presión de Línea (psi) 290 290 270 270

Temperatura de Línea (°C) 65 69 70 66

Presión de cabezal (psi) 200 170 160 160

Presión Separador Piloto al

recircular (psi) 280 280 260 260

Presión Operación Separador

Piloto (psi) 205 175 165 165

Tabla A4-4a. Lecturas de Velocidad de Corrosión usando probeta Rp a la salida del equipo

separador piloto, instalado en cabezal de pozo durante las evaluaciones en Campo. Condición

“Inhibidor A” a 15ppm.

NUMBER CORROSION RATE (mpy)

DATE (dd/mm/yy)

TIME (hh:mm)

NUMBER CORROSIO

N RATE (mpy)

DATE (dd/mm/yy)

TIME (hh:mm)

602 8.12 19/09/2007 14:16 575 4.45 18/09/2007 13:37 603 4.84 19/09/2007 14:17 576 3.26 18/09/2007 13:38 604 3.16 19/09/2007 14:18 577 2.92 18/09/2007 13:39 605 2.47 19/09/2007 14:19 578 2.36 18/09/2007 13:41 606 2.05 19/09/2007 14:20 579 2.13 18/09/2007 13:42 607 1.95 19/09/2007 14:22 580 1.9 18/09/2007 13:43 608 1.72 19/09/2007 14:23 581 1.82 18/09/2007 13:44 609 1.62 19/09/2007 14:24 582 1.67 18/09/2007 13:45 610 1.53 19/09/2007 14:25 583 1.53 18/09/2007 13:46 611 1.45 19/09/2007 14:26 584 1.43 18/09/2007 13:47 612 1.36 19/09/2007 14:27 585 1.36 18/09/2007 13:48 613 1.22 19/09/2007 14:28 586 1.29 18/09/2007 13:50 614 1.27 19/09/2007 14:29 587 1.24 18/09/2007 13:51 615 1.17 19/09/2007 14:31 588 1.17 18/09/2007 13:52 616 1.21 19/09/2007 14:32 589 1.21 18/09/2007 13:53 617 1.19 19/09/2007 14:33 590 1.21 18/09/2007 13:54

154

Tabla A4-4b. Lecturas de Velocidad de Corrosión usando probeta Rp a la salida del equipo

separador piloto, instalado en cabezal de pozo durante las evaluaciones en Campo. Condición

“Inhibidor A” a 25ppm.

NUMBER CORROSION RATE (mpy)

DATE (dd/mm/yy)

TIME (hh:mm)

NUMBER CORROSION RATE (mpy)

DATE (dd/mm/yy)

TIME (hh:mm)

632 145 3.98 02/08/2007 145 3.98 02/08/2007 14:36 633 146 4.68 02/08/2007 146 4.68 02/08/2007 14:37 634 147 3.86 02/08/2007 147 3.86 02/08/2007 14:38 635 148 3.1 02/08/2007 148 3.1 02/08/2007 14:39 636 149 2.91 02/08/2007 149 2.91 02/08/2007 14:41 637 150 2.64 02/08/2007 150 2.64 02/08/2007 14:42 638 151 2.29 02/08/2007 151 2.29 02/08/2007 14:43 639 152 2.11 02/08/2007 152 2.11 02/08/2007 14:44 640 153 1.78 02/08/2007 153 1.78 02/08/2007 14:45 641 154 1.58 02/08/2007 154 1.58 02/08/2007 14:46

642 155 1.48 02/08/2007 155 1.48 02/08/2007 14:47

643 156 1.42 02/08/2007 156 1.42 02/08/2007 14:49 644 157 1.42 02/08/2007 157 1.42 02/08/2007 14:50

Tabla A4-5. Condiciones de Operación del pozo durante las evaluaciones del Inhibidor B en

Campo.

Condición Evaluada Numero de Evaluaciones 1 2 3 4

Presión de Línea (psi) 290 290 280 290

Temperatura de Línea (°C) 64 65 66 63

Presión de cabezal (psi) 200 170 190 180

Presión Separador Piloto al

recircular (psi) 280 280 270 280

Presión Operación Separador

Piloto (psi) 205 175 195 185

155

Tabla A4-6a. Lecturas de Velocidad de Corrosión usando probeta Rp a la salida del

equipo separador piloto, instalado en cabezal de pozo durante las evaluaciones en

Campo. Condición “Inhibidor B” a 15ppm.

NUMBER CORROSION RATE (mpy)

DATE (dd/mm/yy)

TIME (hh:mm)

NUMBER CORROSION RATE (mpy)

DATE (dd/mm/yy)

TIME (hh:mm)

699 1.99 04/10/2007 09:59 712 0.64 04/10/2007 13:29 700 0.54 04/10/2007 10:00 713 0.33 04/10/2007 13:30

701 0.44 04/10/2007 10:01 714 0.34 04/10/2007 13:31

702 0.54 04/10/2007 10:03 715 0.34 04/10/2007 13:32 703 0.77 04/10/2007 10:04 716 0.38 04/10/2007 13:33 704 0.56 04/10/2007 10:05 717 0.45 04/10/2007 13:34 705 0.47 04/10/2007 10:06 718 0.42 04/10/2007 13:36 706 0.39 04/10/2007 10:07 719 0.41 04/10/2007 13:37 707 0.5 04/10/2007 10:11 720 0.43 04/10/2007 13:38 708 0.68 04/10/2007 10:14 721 0.42 04/10/2007 13:39 709 0.56 04/10/2007 10:15 722 0.44 04/10/2007 13:40

710 0.48 04/10/2007 10:17 723 0.39 04/10/2007 13:42

Tabla A4-6b. Lecturas de Velocidad de Corrosión usando probeta Rp a la salida del equipo

separador piloto, instalado en cabezal de pozo durante las evaluaciones en Campo. Condición

“Inhibidor B” a 25ppm.

NUMBER CORROSION RATE (mpy)

DATE (dd/mm/yy)

TIME (hh:mm)

NUMBER CORROSION RATE (mpy)

DATE (dd/mm/yy)

TIME (hh:mm)

41 74.63 23/07/2007 10:26 66 27.97 25/07/2007 11:13 43 50.79 23/07/2007 10:28 67 41.54 25/07/2007 11:15 44 59.69 23/07/2007 10:30 68 47.08 25/07/2007 11:16 45 66.28 23/07/2007 10:31 69 49.92 25/07/2007 11:19 46 67.75 23/07/2007 10:32 70 51.47 25/07/2007 11:21 49 68.96 23/07/2007 10:50 72 48.73 25/07/2007 11:37 50 69.05 23/07/2007 10:53 73 52.18 25/07/2007 11:38 51 70.87 23/07/2007 10:54 74 54.77 25/07/2007 11:41 52 70.99 23/07/2007 11:01 75 61.71 25/07/2007 11:42 53 71.58 23/07/2007 11:03 76 64.69 25/07/2007 11:45 54 71.45 23/07/2007 11:08 77 61.33 25/07/2007 11:49

156

Tabla A4-7. Condiciones de Operación del pozo durante las evaluaciones del Inhibidor C en

Campo.

Condición Evaluada Numero de

Evaluaciones 1 2

Presión de Línea (psi) 300 295

Temperatura de Línea (°C) 61 63

Presión de cabezal (psi) 260 240

Presión Separador Piloto al

recircular (psi) 290 285

Presión Operación Separador

Piloto (psi) 265 245

Tabla A4-8. Lecturas de Velocidad de Corrosión usando probeta Rp a la salida del equipo

separador piloto, instalado en cabezal de pozo durante las evaluaciones en Campo. Condición

“Inhibidor C” a 15ppm.

NUMBER CORROSION RATE (mpy)

DATE (dd/mm/yy)

TIME (hh:mm)

NUMBER CORROSION RATE (mpy)

DATE (dd/mm/yy)

TIME (hh:mm)

234 3.39 10/08/2007 11:44 328 8.68 22/08/2007 14:49 235 2.49 10/08/2007 11:46 329 4.8 22/08/2007 14:51 236 2 10/08/2007 11:47 330 2.78 22/08/2007 14:52 237 1.63 10/08/2007 11:48 331 2.33 22/08/2007 14:53 238 1.43 10/08/2007 11:49 332 2.1 22/08/2007 14:54 239 1.09 10/08/2007 11:50 333 1.96 22/08/2007 14:55 240 1.32 10/08/2007 11:51 334 1.78 22/08/2007 14:56 241 1.06 10/08/2007 11:53 335 1.58 22/08/2007 14:58

242 0.98 10/08/2007 11:54 336 1.52 22/08/2007 14:59

157

Tabla A4-9. Condiciones de Operación del pozo durante las evaluaciones del Inhibidor D en

Campo.

Condición Evaluada Numero de Evaluaciones 1 2 3 4

Presión de Línea (psi) 290 295 300 280

Temperatura de Línea (°C) 66 68 64 65

Presión de cabezal (psi) 190 215 210 145

Presión Separador Piloto al

recircular (psi) 280 285 290 270

Presión Operación Separador

Piloto (psi) 195 220 215 150

Tabla A4-10a. Lecturas de Velocidad de Corrosión usando probeta Rp a la salida del equipo

separador piloto, instalado en cabezal de pozo durante las evaluaciones en Campo. Condición

“Inhibidor D” a 15ppm.

NUMBER CORROSION RATE (mpy)

DATE (dd/mm/yy)

TIME (hh:mm)

NUMBER CORROSION RATE (mpy)

DATE (dd/mm/yy)

TIME (hh:mm)

474 8.63 05/09/2007 13:30 492 8.52 06/09/2007 11:50 475 8.14 05/09/2007 13:31 493 7.18 06/09/2007 11:52 476 7.68 05/09/2007 13:32 494 5.49 06/09/2007 11:53 477 6.57 05/09/2007 13:33 495 4.54 06/09/2007 11:54 478 5.82 05/09/2007 13:35 496 4.03 06/09/2007 11:55 479 5.38 05/09/2007 13:36 497 3.73 06/09/2007 11:56 480 4.71 05/09/2007 13:37 498 3.67 06/09/2007 11:57 481 4.46 05/09/2007 13:38 499 3.51 06/09/2007 11:58 482 3.97 05/09/2007 13:39 500 3.37 06/09/2007 12:00 483 3.69 05/09/2007 13:40 501 3.22 06/09/2007 12:01 484 3.4 05/09/2007 13:42 502 3.12 06/09/2007 12:02 485 3.23 05/09/2007 13:50 503 2.95 06/09/2007 12:04 486 3.38 05/09/2007 13:51 504 2.97 06/09/2007 12:05 487 3.12 05/09/2007 13:52 505 2.8 06/09/2007 12:06 488 3.02 05/09/2007 13:53 506 2.79 06/09/2007 12:07 489 2.93 05/09/2007 13:55 490 3 05/09/2007 13:56

158

Tabla A4-10b. Lecturas de Velocidad de Corrosión usando probeta Rp a la salida del equipo

separador piloto, instalado en cabezal de pozo durante las evaluaciones en Campo. Condición

“Inhibidor D” a 25ppm.

NUMBER CORROSION RATE (mpy)

DATE (dd/mm/yy)

TIME (hh:mm)

NUMBER CORROSION RATE (mpy)

DATE (dd/mm/yy)

TIME (hh:mm)

521 8.52 07/09/2007 13:29 536 7.28 10/09/2007 13:58 522 6.87 07/09/2007 13:30 537 6.13 10/09/2007 13:59 523 5.49 07/09/2007 13:32 538 5.84 10/09/2007 14:00 524 5.01 07/09/2007 13:33 539 4.1 10/09/2007 14:01 525 4.65 07/09/2007 13:34 540 3.68 10/09/2007 14:02 526 4.34 07/09/2007 13:35 541 3.8 10/09/2007 14:03 527 4.02 07/09/2007 13:36 542 3.37 10/09/2007 14:04 528 3.72 07/09/2007 13:37 543 3.09 10/09/2007 14:05 529 3.52 07/09/2007 13:38 544 3.01 10/09/2007 14:07 530 3.35 07/09/2007 13:39 545 2.82 10/09/2007 14:08 531 3.24 07/09/2007 13:41 546 2.73 10/09/2007 14:09

532 3.16 07/09/2007 13:42 547 2.8 10/09/2007 14:10

533 3.05 07/09/2007 13:43 548 2.78 10/09/2007 14:11

159

APÉNDICE 5

Evaluaciones mediante la Técnica de Resistencia a la Polarización bajo condiciones

estáticas, 90 °C y presión ambiente.

Para estas evaluaciones, se procedió a realizar las curvas de resistencia a la polarización,

las cuales se muestran en gráficos a lo largo de este Apéndice. El cálculo de velocidad de

corrosión se hace a partir de la ecuación de Stern-Geary (ecuación 13 del Marco Teórico). Se

detalla un modelo de cálculo para el sistema sin inhibidor, los otros resultados se muestran en

la Tabla A5-1. Los resultados alcanzados son representativos del proceso corrosivo estudiado

y son reproducibles.

Citando las ecuaciones 12, 13 y 14, del ajuste lineal de la curva de resistencia a la

polarización de la Figura A5-1 (ec A3), se obtiene el valor de Rp. Luego se calcula la corriente

de corrosión (icorr), haciendo uso de la ecuación 14. Una vez calculado icorr, se procede mediante

Ley de Faraday (ec. A1) a calcular la velocidad de corrosión (Vcorr).

i

E

Rp (12)

Rp

Bicorr

(13)

ca

caB

303.2

(14)

TIKW (A1)

Se tiene, del ajuste lineal (ec A1):

Rp=129,33 Ω

Aplicando ec. 13 y ec. 14:

icorr = 199,4 A

Por Ley de Faraday (ec. A1):

Vcorr= 91,11 mpy

Donde:

K= 0,00028 gr. / A . s

I= 1,99.10-4 A

160

T= 20 s (6,34.10-7 años)

A= 1cm2

W= 1,15.10-6 gr.

Vel. Corrosión (mpy)= 91,11 mpy

Factor de conversión:

1) cm in (pulgadas) (1 cm=0,3937007874 in)

-795

-790

-785

-780

-775

-770

-765

-80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100

i (A/cm2)

E (

mV

)

Curva Rp Lineal (Curva Rp)

Figura A5-1. Resultado de aplicación de la Técnica de Resistencia a la Polarización del agua de pozo sin inhibidor.

67.781)(1293.0)( AimVE A1

9898.02 R A2

161

-785

-780

-775

-770

-765

-760

-90 -70 -50 -30 -10 10 30 50 70 90 110 130

I (A/cm2)

E (

mV

)

Curva Rp Lineal (Curva Rp )

Figura A5-2. Resultado de aplicación de la Técnica de Resistencia a la Polarización del agua de pozo sin inhibidor.

89.772)(0991.0)( AimVE A3

9882.02 R A4

-820

-815

-810

-805

-800

-795

-10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8

I (A/cm2)

E (

mV

)

Inhibidor A Lineal (Inhibidor A)

Figura A5-3. Resultado de aplicación de la Técnica de Resistencia a la Polarización del agua de pozo con Inhibidor A.

91.807)(113.1)( AimVE A5

9866.02 R A6

162

-810

-805

-800

-795

-790

-785

-780

-15 -13 -11 -9 -7 -5 -3 -1 1 3 5

I (A/cm2)

E (

mV

)

Inhibidor A Lineal (Inhibidor A)

Figura A5-4. Resultado de aplicación de la Técnica de Resistencia a la Polarización del agua de pozo con Inhibidor A.

13.789)(1343.1)( AimVE A7

977.02 R A8

-810

-805

-800

-795

-790

-785

-780

-40 -35 -30 -25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15

I (A/cm2)

E (

mV

)

Inhibidor B Lineal (Inhibidor B)

Figura A5-5. Resultado de aplicación de la Técnica de Resistencia a la Polarización del agua

de pozo con Inhibidor B.

41.789)(4741.0)( AimVE A9

9891.02 R A10

163

-815

-810

-805

-800

-795

-790

-20 -15 -10 -5 0 5 10

I (A/cm2)

E (

mV

)

Inhibidor B Lineal (Inhibidor B)

Figura A5-6. Resultado de aplicación de la Técnica de Resistencia a la Polarización del agua de pozo con Inhibidor B.

92.797)(7422.0)( AimVE A11

9992.02 R A12

-800

-795

-790

-785

-780

-775

-25 -20 -15 -10 -5 0

I (A/cm2)

E (

mV

)

Inhibidor C Lineal (Inhibidor C)

Figura A5-7. Resultado de aplicación de la Técnica de Resistencia a la Polarización del agua de pozo con Inhibidor C.

67.774)(0169.1)( AimVE A13

9466.02 R A14

164

-815

-810

-805

-800

-795

-790

-20 -15 -10 -5 0 5

I (A/cm2)

E (

mV

)

Inhibidor C Lineal (Inhibidor C)

Figura A5-8. Resultado de aplicación de la Técnica de Resistencia a la Polarización del agua de pozo con Inhibidor C.

35.795)(0759.1)( AimVE A15

9809.02 R A16

-735

-730

-725

-720

-715

-710

-705

-700

-3 -2 -1 0 1 2 3 4

I (A/cm2)

E (

mV

)

Inhibidor D Lineal (Inhibidor D)

Figura A5-9. Resultado de aplicación de la Técnica de Resistencia a la Polarización del agua de pozo con Inhibidor D.

1.721)(5059.3)( AimVE A17

994.02 R A18

165

-735

-730

-725

-720

-715

-710

-3 -2 -1 0 1 2 3

I (A/cm2)

E (

mV

)

Inhibidor D Lineal (Inhibidor D)

Figura A5-10. Resultado de aplicación de la Técnica de Resistencia a la Polarización del agua de pozo con Inhibidor D.

38.724)(4052.4)( AimVE A19

9918.02 R A20