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2012
PhD Pablo Rodríguez
BÁSICO DE CORROSIÓN
Contenido 1. UNIDAD. PRINCIPIOS DE CORROSIÓN .................................................................................... 7
1.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 7
1.1.1. PRINCIPIOS GENERALES DE LA CORROSIÓN ............................................................. 7
1.2. INFLUENCIA DE LOS FACTORES METALÚRGICOS EN LA CORROSIÓN ................................ 8
1.2.1 Introducción ........................................................................................................... 8
1.3. Principios de la corrosión ................................................................................................ 8
1.3.1. Factores metalúrgicos ............................................................................................. 8
1.3.2. Aleaciones ............................................................................................................ 10
1.4. Influencia de los factores termodinámicos y electroquímicos........................................ 11
1.4.1. Introducción ......................................................................................................... 11
1.5. POLARIZACIÓN. INFLUENCIA DE LOS FACTORES FISICOQUÍMICOS Y AMBIENTALES EN LA
CORROSIÓN. PREVENCIÓN. ...................................................................................................... 16
1.5.1. Polarización .......................................................................................................... 16
1.5.2. Introducción ......................................................................................................... 16
1.6. Prevención de la corrosión............................................................................................ 21
2. UNIDAD. TIPOS DE CORROSIÓN ........................................................................................... 23
2.1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................ 23
2.2. Tipos de corrosión ........................................................................................................ 23
2.2.1. Corrosión uniforme ............................................................................................... 23
2.2.2. Corrosión galvánica ............................................................................................... 24
2.3. CORROSIÓN POR HENDIDURAS, PICADURAS E INTERGRANULAR................................... 31
2.3.1 Introducción ......................................................................................................... 31
2.3.2 Corrosión por hendiduras ..................................................................................... 32
2.3.3 Corrosión por picaduras ........................................................................................ 33
2.4 CORROSIÓN INTERGRANULAR POR ATAQUE SELECTIVO Y EROSIÓN.............................. 35
2.4.1 CORROSIÓN INTERGRANULAR ............................................................................... 35
2.4.2 INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 35
2.4.3 CARACTERÍSTICAS GENERALES .............................................................................. 36
2.4.4 LA CORROSIÓN INTERGRANULAR .......................................................................... 36
2.4.5 Corrosión por ataque selectivo.............................................................................. 40
2.4.6 Erosión / corrosión ................................................................................................ 40
3
2.5 CORROSIÓN POR ESFUERZO Y POR FATIGA ................................................................... 50
2.5.1 Introducción ......................................................................................................... 50
2.5.2 Corrosión por esfuerzos (stress corrosión cracking) .............................................. 50
2.5.3 Corrosión por fatiga .............................................................................................. 53
2.6 CORROSIÓN BACTERIOLÓGICA. DAÑO POR HIDROGENO .............................................. 55
2.6.1 Introducción ......................................................................................................... 55
2.6.2 Corrosión bacteriológica ....................................................................................... 56
2.6.3 Daño por hidrógeno .............................................................................................. 57
2.7 CORROSIÓN EN LA INDUSTRIA PETROLERA, PETROQUÍMICA Y GAS. .............................. 59
2.7.1 Introducción ......................................................................................................... 59
2.7.2 Corrosión en instalaciones de subsuelo ................................................................. 60
2.7.3 Corrosión en instalaciones de superficies. ............................................................. 61
2.7.4 Equipos de procesamiento de gas ......................................................................... 63
2.7.5 Corrosión por dióxido de carbono.(CO2) ................................................................ 64
2.7.6 Corrosión por H2S en acero al carbono .................................................................. 65
3. UNIDAD. INHIBIDORES DE CORROSIÓN ................................................................................ 69
3.1 Introducción ................................................................................................................. 69
3.2 Inhibidores de corrosión en la industria petrolera. ........................................................ 69
3.2.1 Introducción ......................................................................................................... 69
3.2.2 Inhibidores de corrosión ....................................................................................... 69
4. UNIDAD. DETECCIÓN Y MEDICIÓN DE LA CORROSIÓN .......................................................... 73
4.1 Introducción ................................................................................................................. 73
4.2 CONSIDERACIONES GENERALES .................................................................................... 73
4.2.1 Introducción ......................................................................................................... 73
4.3 DETECCIÓN Y MEDICIÓN DE LA CORROSIÓN ................................................................. 73
4.3.1 Identificación de las fuentes potenciales de corrosión ........................................... 74
4.3.2 Pruebas para condiciones corrosivas ..................................................................... 75
4.3.3 Medición de la tasa de corrosión ........................................................................... 77
4.3.4 Control de la corrosión .......................................................................................... 83
5. UNIDAD. SELECCIÓN DE MATERIALES PARA REDUCIR LA TASA DE CORROSIÓN..................... 86
5.1 Introducción ................................................................................................................. 86
5.2 SELECCIÓN DE MATERIALES PARA REDUCIR LA TASA DE CORROSIÓN ............................ 86
4
5.2.1 Introducción ......................................................................................................... 86
5.2.2 Metales y aleaciones ............................................................................................. 86
6. UNIDAD. PROTECCIÓN CATÓDICA Y REVESTIMIENTO. CONTROL DE CORROSIÓN MEDIANTE EL
DISEÑO APROPIADO .................................................................................................................... 92
6.1 Introducción ................................................................................................................. 92
6.2 Selección de protección catódica y revestimiento. ........................................................ 92
6.2.1 Introducción ......................................................................................................... 92
6.2.2 Protección catódica............................................................................................... 92
6.3 CONTROL DE CORROSIÓN MEDIANTE EL DISEÑO APROPIADO ...................................... 98
6.3.1 Introducción ......................................................................................................... 98
6.3.2 Control de corrosión mediante el diseño apropiado .............................................. 98
A. Anexo 1. CORROSIÓN Y SELECCIÓN DE MATERIALES. PREVENCIÓN .................................... 101
5
CORROSIÓN Y SELECCIÓN DE MATERIALES. IMPACTO EN LOS DISEÑOS
MECÁNICOS DE EQUIPOS.
INTRODUCCIÓN
El módulo corrosión y selección de materiales. Impacto en los diseños
mecánicos de equipos, está dirigido a abordar lo referente a los principios
básicos de corrosión y métodos para prevenirla, así como también a la selección
de materiales para la construcción de equipos que sean resistentes a la corrosión.
Por otra parte, en este módulo se analizan aspectos como: Utilización de
recubrimientos protectores, uso de inhibidores y empleo de protección catódica.
OBJETIVO GENERAL
Analizar los módulos de monitoreo, medición y prevención de los ambientes
corrosivos, señalando las ventajas y desventajas de cada método.
6
Unidad
1
Principios de corrosión
1. UNIDAD. PRINCIPIOS DE CORROSIÓN
1.1. INTRODUCCIÓN
Corrosión se define como la destrucción o deterioro de un material debido a las
reacciones con el medio ambiente. La corrosión de metales es un proceso
electroquímico; en tal sentido, en el primer tema de de esta unidad se abordan los
aspectos electroquímicos de corrosión, lo cual es esencial para la compresión de
este fenómeno.
1.1.1. PRINCIPIOS GENERALES DE LA CORROSIÓN
1.1.1.1 Algunas consideraciones
En general, todos los ambientes son corrosivos como son por ejemplo: el aire, la
humedad el agua dulce y salada, las atmosferas industriales y urbanas, los gases,
los ácidos orgánicos e inorgánicos, etc.
La mayoría de los metales, como el hierro, se encuentran en vetas en forma de
óxidos metálicos o sales, y el hierro en estado natural se parece mucho al óxido (tipo
de corrosión comúnmente visto), esto no es coincidencia ya que el hierro en estado
natural es óxido de hierro comúnmente llamado hemetita, la cual tiene la misma
composición química del óxido (producto de corrosión), cuya fórmula química es
Fe2O3.
Los metales cuando se encuentran en su estado natural, se dice que poseen un
estado termodinámico estable. Sin embargo, en los procesos de manufacturas y
otros, a esos metales se le añade energía durante el proceso con el fin de lograr
aleaciones. En algunos casos su estado termodinámico cambia. Cuando el metal es
procesado para la fabricación del acero y luego es expuesto al medio ambiente,
existe una tendencia de regresar a su estado natural original para formar
compuestos, como por ejemplo hidróxido de hierro, cuya fórmula química es
Fe(OH)3.
El ciclo de procesamiento del hierro es análogo a empujar una pelota cuesta arriba
(procesamiento), la cual requiere de energía para ser trasladada hasta la cúspide.
En este caso el proceso de corrosión seria análogo a dejar caer la pelota cuesta
abajo, proceso durante el cual se libera la energía acumulada hasta llegar abajo. En
este punto la pelota se detiene y alcanza un estado de energía mínimo (estado
termodinámico estable). Esto correspondería al estado natural del hierro.
8
El trabajo del especialista de corrosión, es prevenir que la pelota ruede cuesta abajo
o que al menos ruede con menor velocidad. Entre otras cosas, como dice Robert
Brown, en su artículo (ver referencia 1) “el ingeniero de corrosión tiene gran y difícil
trabajo de despertar y promover la conciencia de lo que significa la corrosión
(concientizar), ya que después de todo, hoy por hoy, hay muchos Ingenieros
Químicos, Mecánicos, Civiles y otros que continúan diseñando y construyendo con
problemas de corrosión y erosión.
1.2. INFLUENCIA DE LOS FACTORES METALÚRGICOS EN LA CORROSIÓN
1.2.1 Introducción
Para prevenir la corrosión o disminuir su efecto es muy importante conocer el
impacto que tienen los factores ambientales en los diferentes materiales. Por esta
razón es necesario estudiar diferentes aspectos como son los metalúrgicos,
termodinámicos, fisicoquímicos y ambientales. Esto indica que la corrosión es un
proceso complejo donde intervienen un número apreciable de disciplinas como por
ejemplo, Ingeniería, Finanzas, Legal y otras. En este tema se hace una descripción
de la influencia de algunos de los factores ya mencionados.
1.3. PRINCIPIOS DE LA CORROSIÓN
La resistencia a la corrosión de un material depende de factores tales como:
Metalúrgicos
Termodinámicos
Electroquímicos
Físico/químicos y ambientales
1.3.1. Factores metalúrgicos
Los metales y sus diferentes aleaciones son sólidos de estructura cristalina. Las tres
estructuras cristalinas más comunes son la cúbica de cuerpo centrado (BCC) por
ejemplo α-Fe, β-T; cúbica de cara centrada (FCC) por ejemplo Al, Cu, gamma-Fe; y
la hexagonal de cuerpo centrado (IICC) por ejemplo Zn, Mg; y se encuentran
ilustradas en la figura No. 1 (3). De estas estructuras, la FCC y la HCC son las más
9
compactas. Las estructuras cristalinas son definidas de esta manera ya que son las
formas geométricas en las cuales se encuentran distribuidos los átomos en un metal
al solidificarse. Son estas estructuras las que determinan las propiedades mecánicas
de los metales e indirectamente sus propiedades de resistencia a ambientes
corrosivos. Por ejemplo un acero tipo API N-80 con una microestructura perlítica
(BCC) tiene características mas favorables para la formación de capas protectoras
contra la corrosión en cisternas de CO2 que el mismo API N-80 con una
microestructura de martensita revenida (4).
Cuando el metal se ha solidificado y enfriado se crean los bordes entre los granos
del metal. Los bordes de los granos son áreas de mucha energía y son los más
activos químicamente y es por eso que son atacados más rápidamente que las
mismas caras del grano cuando son expuestas a ambientes corrosivos. Un ejemplo
de esto es cuando se realiza una acidificación metalográfica para visualizar el
contraste entre los granos.
Figura No. 1. Esquema de las estructuras FCC, HCP
10
También, las zonas de imperfección en la estructura cristalina de los metales son
puntos susceptibles a la corrosión. Las zonas de imperfección se manifiestan como
interrupciones en las cadenas de átomos que forman el cristal. Estas interrupciones
aparecen por la ausencia de una matriz de átomos, la presencia de un átomo
impuro o por la presencia de una matriz de átomos en lugar equivocado. La figura
No. 2 muestra las zonas de imperfección más comunes.
Figura No. 2. Representación de un cristal sólido, ilustrando los puntos de imperfección.
1.3.2. Aleaciones
Son mezclas de dos o más metales o elementos para cambiar las propiedades
mecánicas, físicas, químicas y de resistencia a corrosión de los materiales. Existen
dos clases de alcaclones: homogéneas y heterogéneas. Las aleaciones
homogéneas son soluciones solidas de componentes que son totalmente solubles y
el metal tiene una sola fase como por ejemplo el acero 18-8, en el cual el hierro,
níquel, cromo y carbón se encuentran disueltos completamente y tienen una
composición uniforme. Las aleaciones heterogéneas son aquellas que tiene una o
11
más fases separadas y sus componentes no son completamente solubles y existen
en fases separadas. Por lo general, las aleaciones homogéneas son más dúctiles y
tienen menor resistencia a esfuerzos que las heterogéneas. Las aleaciones
homogéneas son más resistentes a la corrosión ya que no existen acoples
galvánicos entre los granos del material.
Mientras más puros son los metales, son más resistentes a la corrosión. Por ejemplo
zinc puro no se corroe en HCL puro, pero cualquier material comercial de zinc
reacciona rápidamente. Pero los metales puros son caros y no tienen las
propiedades mecánicas deseables. Un ejemplo típico de la resistencia a la corrosión
de metales puros se encuentra en la India en la Ciudad de Nueva Delhi en la cual se
encuentra una columna de hierro que ha sobrevivido por más de 2.000 años con
señales mínimas de corrosión. Se ha encontrado que esta columna tiene un 99.72%
de hierro puro y sólo cantidades pequeñísimas de azufre y fosforo.
1.4. INFLUENCIA DE LOS FACTORES TERMODINÁMICOS Y ELECTROQUÍMICOS.
1.4.1. Introducción
La Termodinámica y la Electroquímica son ciencias que han ayudado a explicar
unan cantidad apreciable de fenómenos que tienen lugar durante un proceso de
corrosión. Por ejemplo, mediante estas ciencias se puede conocer si una reacción
puede ocurrir de una manera espontanea o si en cambio es necesario agregar cierta
cantidad de energía para que la reacción sea posible. Las reacciones
electroquímicas se caracterizan por un cambio de energía que debe ser calculado en
los procesos de corrosión. En este tema se estudian tanto los factores
termodinámicos como los electroquímicos que tienen un efecto directo en los
procesos de corrosión.
1.4.2. Factores termodinámicos y electroquímicos
Termodinámica es la ciencia que estudia los cambios de energía y ha sido aplicada
a estudios de corrosión por muchos años. En corrosión la termodinámica nos indica
si una reacción puede ocurrir espontáneamente o no. Para esto utilizamos el
concepto de energía libre. El sistema de producir trabajo o de la capacidad eléctrica
máxima disponible en el sistema. Si el cambio de energía libre de un estado a otro
de un sistema es negativo, indica una pérdida de energía libre la dirección del
12
sistema. Si no existen fuerzas externas actuando en un sistema, el sistema siempre
tratará de transformarse a un estado donde su energía sea el mínimo. Si el cambio
de energía libre es positivo, entonces implica que la reacción ocurre si se le añade
energía al sistema.
Todos los procesos, inclusive las reacciones químicas están gobernadas por la
Energía Libre de Gibbs. Durante un proceso, el cambio de la energía libre está
representado por la siguiente ecuación:
∆G=H-T ∆S (C-1)
Para reacciones electroquímicas el cambio en energía libre puede ser calculado
utilizando la siguiente ecuación:
∆G= -nFE (C-2)
Donde:
n = Número de electrones envueltos en la reacción.
F = La constante de Faraday = 96.484,56 culombios/moles.
E = Potencial de la celda.
Para que una reacción sea posible G tiene que ser negativa, por lo tanto E tiene que
ser positiva.
Si un pedazo sólido de hierro se sumerge en una solución que contenga iones de
hierro (Fe++), existe un diferencial de potencial entre el pedazo de hierro y los iones
de hierro E [Fe/Fe++]. Si la concentración de los iones de hierro es de un gramo-
átomo/litro (concentración de actividad unitaria) entonces el potencial medido se
denomina potencial de media celda), Eo. Este potencial se mide con un voltímetro,
en referencia a un electrodo inerte colocado, en la misma solución. La figura No. 3
muestra gráficamente esta medición. Se ha establecido como norma que todos los
potenciales de media celda sean medidos con referencia al electrodo de hidrogeno.
Sabemos que hidrogeno es un gas, entonces para hacer esta medición se utiliza
platino como la superficie inerte donde burbujas de hidrogeno se deslizan para hacer
el electrodo de hidrogeno.
Las reacciones termodinámicas sirven como guía para determinar las reacciones
que son termodinámicamente posibles bajo las circunstancias dadas. Resumiendo,
podemos decir que un metal tiende a corroerse cuando está en contacto con una
solución donde las reacciones catódicas son posibles con un potencial de equilibrio
mayor que el de las reacciones de disolución del metal.
13
Es importante mencionar de nuevo que la termodinámica indica las reacciones que
son posibles pero no dice nada acerca de la velocidad a la cual ocurren. Una
reacción que sea termodinámicamente posible puede estar ocurriendo a tasas tan
lentas que para los propósitos de la practica se puede decir que no ocurre del todo.
Figura No.3. Celda que contiene electrodos de hierro e hidrógeno para la medición de
potenciales.
1.4.3. Reacciones electroquímica
Las reacciones electroquímicas son aquellas que producen o consumen electrones.
Ejemplo de estas reacciones podemos indicar las siguientes:
1. Zn + 2HCl --------------→ ZnCl2 + H2
2. Fe + 2HCl --------------→ FeCl2 + H2
3. 2Al + 6HCl --------------→ 2AlCl3 + 3H2
Cada una de estas reacciones están compuestas por reacciones anódicas y
catódicas. Las reacciones anódicas son:
Zn + 2HCl --------------→ Zn2+ 2e-
Fe + 2HCl --------------→ Fe2+ 2e-
2Al + 6HCl --------------→ Al3+2e-
14
La reacción catódica para este caso es una sola para los tres:
2H+ + 2e- --------------→𝐻2
+
Ya que ésta es la única reacción que ocurre en el cátodo en soluciones de HCl libres
de O2.
Entonces podemos resumir que las relaciones anódicas son aquellas que producen
electrones (oxidación).
Zn + 2HCl --------------→ Zn2+ 2e-
Fe + 2HCl --------------→ Fe2+ 2e-
Las reacciones catódicas son aquellas que consumen electrones (reducción).
Evolución de hidrógeno (soluciones ácidas libres de O2) Reducción de oxigeno (soluciones acidas) Reducción de oxigeno (soluciones básicas o neutras) Reducción de iones Deposición de metal
2H+ + 2𝑒 . ---------→ H2 O2 + 4H+ 4𝑒 . ---------→ 2H2O
O2 + 2H2O4𝑒 . ---------→ 4O𝐻. M3 + 𝑒 . ---------→ M2+
M+ + 𝑒 . ---------→ M Durante el proceso de corrosión:
a) Puede ocurrir más de una reacción de oxidación y una reacción de reducción.
b) Reacciones anódicas y catódicas son dependientes una de otra; si se
producen reacciones anódicas se producen también reacciones catódicas; por
lo tanto es posible reducir la corrosión reduciendo una de las dos reacciones.
El proceso de corrosión de los metales es generalmente un proceso
electroquímico, ya que produce el flujo de electrones.
Para que ocurra la corrosión tiene que intervenir cuatro factores:
Ánodos
Son áreas en el metal donde ocurren reacciones anódicas o reacciones de
oxidación. Reacciones anódicas son aquellas que producen electrones. Los
ánodos se encuentran presentes en el metal debido a imperfecciones de
superficies, inclusiones o impurezas, concentración de esfuerzos, cambios de
ambientes, etc. Son áreas en el metal donde ocurren reacciones anódicas o
reacciones de oxidación. Reacciones anódicas son aquellas que producen
electrones. Los ánodos se encuentran presentes en el metal debido a
imperfecciones de superficies, inclusiones o impurezas, concentración de
esfuerzos, cambios de ambientes, etc.
15
Cátodos
Son áreas en el metal donde ocurren reacciones catódicas o reacciones de
reducción, es decir, aquellas que consumen electrones.
Electrolito
Es toda aquella solución que permite la transferencia de cargas en forma de
iones entre el ánodo y el cátodo. Por ejemplo: condensación de agua, agua de
producción, agua de lluvia, agua de mar, etc.
Contacto metálico
Para explicar el proceso de corrosión con sus cuatro condiciones obsérvese la
figura No. 4, la cual representa una celda de corrosión. En esta figura, el ánodo
puede ser representado por hierro y el cátodo por cobre, el contacto metálico
está representado por un cable que va del ánodo al cátodo por cobre, el contacto
metálico está representado por un cable que va del ánodo al cátodo y para este
ejemplo el electrolito es una solución de llCl en agua completamente sin oxigeno.
En la figura, se puede observar que el ánodo por el proceso de corrosión,
produce dos electrones por cada ion de hierro en forma de ferroso que se
desprende a la solución, al mismo tiempo, en el cátodo se consumen estos dos
electrones para producir una burbuja de hidrogeno (H2), utilizando dos iones de
hidrógeno. Esta burbuja de hidrógeno se libera en forma de gas a la atmósfera o
se adhiere a la superficie del cátodo.
16
Figura No. 4. Caída de corrosión
1.5. POLARIZACIÓN. INFLUENCIA DE LOS FACTORES FISICOQUÍMICOS Y AMBIENTALES EN LA CORROSIÓN. PREVENCIÓN.
1.5.1. Polarización
1.5.2. Introducción
En corrosión es muy importante estudiar los fenómenos de polarización, pasivación y
velocidad de corrosión. Esto se debe a que una gran cantidad de los procesos de
corrosión se explican mediante terminologías que incluyen: Ánodos, cátodos,
electrolitos, y contacto metálico. En cuanto a la pasivación encontramos que
productos de corrosión en un número importante de casos se utilizan para controlar
la misma corrosión.
La velocidad de corrosión es un factor de suma importancia en el diseño de Tuberías
y Equipos por cuanto este parámetro es fundamental para determinar el desgaste
que por corrosión puede tener lugar en tuberías y equipos.
17
En este tema se revisan los efectos de factores físico-químicos y ambientales en el
proceso de corrosión, así como también metodologías para prevenirlas.
La poralización se puede explicar de la siguiente manera, para el caso de la celda de
corrosión de la figura No. 4, si el ánodo es un material que tiene un potencial A con
respecto al hidrógeno y el cátodo es otro material que tiene un potencial B con
respecto al hidrogeno, una vez que estos dos materiales están conectados por un
cable como es el caso de la celda de corrosión, el proceso de corrosión empieza
hasta que ambos materiales alcanzan un equilibrio, tanto el ánodo como el cátodo
han alcanzado un potencial diferente al que tenían al principio, cuando esto ha
ocurrido, se dice que los electrodos están polarizados.
1.5.1.1 Polarización por concentración
A medida que la burbuja de hidrogeno se absorbe a la superficie del cátodo, éste le
resta superficie de reacción al cátodo, por lo que la velocidad de corrosión disminuye
por este efecto. Pero si algún movimiento es incluido a la solución remueve estas
burbujas de la superficie del cátodo permitiendo que el proceso de corrosión
continué. Al mismo tiempo, la corrosión puede estar controlada por la difusión de los
iones de hidrogeno (H+) en la solución hacia la superficie del cátodo. En estos dos
casos de dice que la corrosión está controlada por un proceso de Poralización por
Concentración o difusión. Esto quiere decir que si la velocidad de corrosión aumenta
por el incremento en velocidad o agitación de la solución es porque las reacciones
catódica están controladas por polarización por concentración.
1.5.1.2 Polarización por activación
Esto se refiere al proceso electroquímico que está controlado por la secuencia de
reacciones que ocurren en la interfaz entre la superficie del metal y el electrolito.
Esto se debe a que primero la especie a ser reducida en el cátodo debe ser
absorbida a la superficie antes que cualquier reacción pueda suceder; después
viene la transferencia del electrón a la especie, resultando en la reacción; luego dos
átomos de hidrógeno se combinan para formar una burbuja de hidrógeno.
18
1.5.1.3 Pasivación
Este fenómeno ha fascinado a los especialistas por más de 120 años (6), y es difícil
de definir por su naturaleza compleja y las condiciones específicas a las cuales
ocurre. En vocabulario simple, pasividad es la perdida de actividad química de
ciertos metales bajo condiciones particulares. Existen ciertos metales que cuando se
han pasivo son tan inertes como el platino y el oro.
Esta es una propiedad que favorece al Ingeniero ya que varios de los utilizados en
Ingeniería poseen esta propiedad, como son por ejemplo: níquel, titanio, cromo,
hierro, etc.
1.5.1.4 Factores fisicoquímicos y ambientales
Los factores fisicoquímicos están relacionados con el mecanismo de las reacciones
de corrosión en sí, las condiciones de las superficies de los metales, y otras
propiedades que no se discutirán en este curso.
Efecto del oxígeno y oxidantes.
Durante la corrosión, la tasa de reacciones de oxidación es igual a la tasa de
reacciones de reducción, o en términos más sencillos, la producción y consumo de
electrones son iguales. Este principio permite explicar por qué una solución ácida
que contiene oxígeno disuelto es más corrosiva que la misma solución libre de
oxígeno.
Por ejemplo, en el caso de Zn en una solución sin O2 su reacción de corrosión es la
siguiente:
Zn +2HCl ---------→ ZnCl2 + H2
Siendo la reacción catódica:
2H+ + 2𝑒 . ---------→ H2
En presencia de O2 la reacción seria:
O2 + 4H+ + 4𝑒 . ---------→ 2H2O
19
Esto quiere decir que el Zn tiene que reaccionar dos veces más para poder producir
los 4𝑒 . requeridos.
Conducta similar se puede observar en presencia de oxidantes como Fe3+ (FeCl3).
Conductas como ésta se pueden representar gráficamente para diferentes metales
en la figura No. 5.
Efecto del oxígeno y oxidantes.
Figura No. 5(6)
20
Efecto de velocidad
Este puede estar representado por la figura No. 6
Figura No. 6
La velocidad del fluido no tiene efecto en la velocidad de corrosión (B). Por el
contrario, si la corrosión se encuentra controlada por polarización de concentración,
a medida que la velocidad del fluido aumenta la velocidad de corrosión también
aumenta (A).
Muchos materiales bajo ciertos medios, forman películas protectoras en la superficie.
Existen velocidades del fluido a las cuales estas películas protectoras se deterioran y
la velocidad de corrosión incrementa (C). A la velocidad que define este punto de
incremento en la velocidad de corrosión se le denomina crítica o velocidad de
erosión.
Esta velocidad crítica depende de las propiedades del producto de corrosión que
forma la película protectora. Para el caso cuando se utilizan inhibidores de corrosión,
también existe una velocidad crítica por encima de la cual el inhibidor es removido
debajo el metal expuesto al medio corrosivo.
21
Para el caso de inhibidores, también existe una velocidad crítica que depende del
tipo de inhibidor aplicado. Estos puntos se tratan con más detalle en capítulos
posteriores.
Efecto de temperatura
Se observa en la figura No. 7.
Figura No. 7 (6)
1.6. PREVENCIÓN DE LA CORROSIÓN
En general, para prevenir la corrosión lo más importante es convencer a la
administración de que ésta es un problema. Desde el punto de vista técnico, la
corrosión se previene evitando una de las cuatro condiciones mencionadas
anteriormente.
Por ejemplo, si cortamos el conducto metálico de la celda de la figura No. 4,
obstruimos el paso de electrones entre el ánodo y el cátodo, por lo que no se
producen reacciones anódicas ni catódicas, previniendo así la corrosión.
Cuando se presenten los diferentes tipos de corrosión, se explicará con detalle cómo
prevenir cada uno de ellos, pero en realidad es sólo la aplicación especifica de lo
expresado anteriormente.
Unidad
2
Tipos de corrosión.
2. UNIDAD. TIPOS DE CORROSIÓN
2.1. INTRODUCCIÓN
Es importante identificar los tipos de corrosión con el fin de poder aplicar la
metodología adecuada para reducirla o eliminarla. En esta unidad se analizan
diferentes tipos de corrosión y se indican los procedimientos que se deben tomar
para minimizarla o evitarla. En este sentido se realiza un esfuerzo para analizar
casos de la industria del Petróleo, Gas y Petroquímica, señalando procedimientos
específicos y suministrando ejemplos.
2.2. TIPOS DE CORROSIÓN
La corrosión puede ser clasificada de la siguiente manera:
Corrosión uniforme
Corrosión galvánica
Corrosión por hendiduras (Crevice-Corrosión)
Corrosión por picaduras.
Corrosión intergranular.
Corrosión por disolución selectiva
Corrosión-erosión
Corrosión por esfuerzos
Corrosión por fatiga
Corrosión bacteriológica
Corrosión por CO2
Corrosión por H2S.
2.2.1. Corrosión uniforme
Es la forma más común de corrosión y se caracteriza por desgaste uniforme del
material. Por una reacción electroquímica en la superficie de éste el material se va
adelgazando progresivamente hasta que falla. Un ejemplo de este tipo de
corrosión es el desgaste de una tubería expuesta continuamente a un fluido
corrosivo en forma más o menos uniforme y sobre toda la superficie. Es la
corrosión vista comúnmente en superficies metálicas expuestas al medio
ambiente.
24
Este tipo de corrosión se representa por las siguientes reacciones:
2Fe + 2H2O + O2 -------→ 2Fe++ + 4OH++ -------→ 2Fe (OH)2 (Hidróxido de hierro)
2Fe + (OH)2 + H2O + 1/2O2 -------→ 2Fe (OH) 3 (Oxido comúnmente observado)
Prevención de ataque uniforme
Para prevenir este tipo de corrosión se debe utilizar los materiales adecuados,
revestimientos e inhibidores y el uso de protección catódica.
2.2.2. Corrosión galvánica
Es un proceso electroquímico de corrosión acelerado, que ocurre cuando 2
materiales disímiles, en contacto eléctrico en un medio corrosivo o solución
conductora, producen una diferencia de potencial entre ellos. Si están en contacto
directo (o conectados eléctricamente) uno se disminuye rápidamente, mientras
que el otro se protege. Ello no ocurriría si los metales no estuvieran en contacto.
Se dice entonces que el metal menos resistente se convierte en anódico y el más
resistente en catódico.
El ejemplo más típico de este tipo de corrosión es el caso de la pila como se
muestra en la figura No. 8. En la cual podemos observar que el zinc se corre
(ánodo) mientras que el electrodo de carbono es protegido.
Factores que influyen sobre la corrosión galvánica
1. Tiempo: el potencial generado por celdas galvánicas formadas por metales
diferentes pueden cambiar con el tiempo.
2. Ambiente: la humedad atmosférica juega un papel importante y se puede
decir que la severidad de la corrosión galvánica depende de la cantidad de
humedad presente.
3. Distancia: generalmente la corrosión galvánica es más severa en las
uniones y el ataque disminuye a medida que nos alejamos de ellas. El
ataque es propio de la junta y dos metales diferentes.
4. Área: es muy importante la relación área catódica/área anódica, siendo el
caso más desfavorable un área catódica muy grande en comparación con
el área anódica, debido a que para un flujo de corriente determinado, la
densidad de corriente es mayor en el área anódica y por lo tanto la
velocidad de corrosión será mayor.
25
𝑨𝑹𝑬𝑨 𝑪𝑨𝑻𝑶𝑫𝑰𝑨
𝑨𝑹𝑬𝑨 𝑨𝑵𝑶𝑫𝑰𝑪𝑨≫ 𝟏⟹ 𝑫𝑬𝑺𝑭𝑨𝑽𝑶𝑹𝑨𝑩𝑳𝑬
𝑨𝑹𝑬𝑨 𝑪𝑨𝑻𝑶𝑫𝑰𝑨
𝑨𝑹𝑬𝑨 𝑨𝑵𝑶𝑫𝑰𝑪𝑨≪𝟏⟹ 𝑫𝑬𝑺𝑭𝑨𝑽𝑶𝑹𝑨𝑩𝑳𝑬
Figura No. 8. Pila seca
26
La corrosión es controlada por el número de reacciones posibles en el cátodo muy
grande con respeto al ánodo, entonces las reacciones posibles en el cátodo son
mayores; tomando en cuenta que el número de reacciones en el ánodo, tienen
que ser iguales a las del cátodo, entonces el ánodo, que tienen un área pequeña,
tienen que producir el mismo número de reacciones que el cátodo ocasionado la
falla por la zona del ánodo.
Por ejemplo (6), una planta en Tulsa, Oklaoma, USA, instaló alrededor de 100
tanques nuevos que contenían una solución ligeramente corrosiva al acero. Los
tanques viejos están hechos de acero y revestidos completamente con una pintura
fenólica; ésta se dañó en el piso de los tanques debido al abuso mecánico del
programa de mantenimiento. Para evitar esta situación en los tanques nuevos se
decidió que el fondo tenía que llevar una capa de acero inoxidable de 18-8. El tope
y los lados del tanque eran hechos de acero al carbono como se muestra en la
figura No. 9. Al acero al carbono se le aplicó a la misma pintura fenólica pero sólo
recubrió una pequeña porción del acero inoxidable como muestra la figura. Pocos
meses después que los tanques empezaron a funcionar, empezaron a fallar
debido a perforaciones en las paredes. La mayoría de las perforaciones se
encontraban a 2 pulgadas por encima de la soldadura.
La mayoría de los tanques viejos duraron sin presentar problemas de corrosión
alrededor de 10 años.
La explicación del por qué los tanques nuevos duraron tan poco es la siguiente: la
falla por efecto de área desfavorable; un ánodo pequeño se desarrolló en las
paredes del tanque. Este estaba en contacto eléctrico con el acero inoxidable del
fondo.
La mayoría de las pinturas son permeables y pueden contener defectos, creando
pequeños ánodos. La solución: revestir el acero inoxidable del fondo.
La moraleja es la siguiente: si dos metales disimiles están en contacto y se van a
recubrir, se debe recubrir el metal más noble o el más resistente a la corrosión.
27
Figura No. 9. Ejemplo de un tanque.
La serie de fuerza electro motriz y la serie galvánica
Las diferencias de los potenciales entre los metales forman la base para la
predicción de las tendencias de corrosión. Estos potenciales se encuentran
reflejados en la tabla 2-1, la cual representa la serie electromotriz de los
materiales. Este potencial es medido con respecto a un electrodo de hidrógeno y
en soluciones que contienen iones de cada metal a concentraciones de actividad
unitaria (un gramo del peso atómico de cada ion) a temperatura constante. Los
potenciales entre los metales se determinan tomando la diferencia absoluta; por
ejemplo existe una diferencia de potencial de 1.1 voltios entre el zinc y el cobre.
Este potencial no se puede determinar para aleaciones, sólo para metales puros.
28
Tabla No. 2-1
Serie de fuerza electromotriz
Equilibrio del ion metal-metal (Actividad Unitaria)
Potencial del electrodo va el electrodo de hidrogeno normalizado
a 25° C, voltios
Au – Au + 3 + 1,498
Pt – Pt + 2 + 1,2
Pd – Pd + 2 + 0,967 Noble o Ag – Ag + + 0,799 catódico Hg – Hg + 2 + 0,788
Cu + Cu + 2 + 0,337
H2 – H+ 0,000
Pb – Pb + 2 -0,126
Sn – Sn + 2 -0,136 Activo Ni – Ni + 2 -0,250 Anódico Co – Co - 2 -0,277
Cd – Cd - 2 -0,403
Fe – Fe + 2 0,440
Cr – Cr + 3 -0,744
Zn – Zn – 2 -0,763
Al – Al – 3 -1,662
Mg – Mg + 2 -2,363
Na – Na + -2,714
K – K + -2,925
En problemas reales de corrosión, los acoplamientos galvánicos ocurren muy rara
vez en soluciones en equilibrio que contienen sus propios iones y la mayoría de
los materiales utilizados en la ingeniería son aleaciones; por esto se desarrollo la
serie galvánica, la cual da mejores predicciones. Esta serie se desarrollo en agua
de mar a temperatura ambiente; lo ideal sería desarrollarla para varias condiciones
pero representaría un número ilimitado de ellas.
29
Platino Activo Hierro Colado
Oro Anódico Acero ó Aluminio
Grafito 2024 Aluminio (4,5 Cu, 1,5 Mg, 0,6 Mn)
Noble o Titanio Cadmio
catódico Plata Aluminio Puro
Chiorimet 3 (62 Ni, 18 Cr, 18 Mo) Zinc
Hastelloy C (62 Ni, 17 Cr, 15 Mo) Magnesio y aleaciones de magnesio
18-8 Mc Acero inoxidable (pasivo) 18-8 Acero inoxidable 11-30° Cr (pasivo) Chromium Acero Inoxidable 11-30° Cr
(pasivo)
Inconel (pasivo) (80 Ni, 13 Cr, 7 Fe) Niquel (pasivo)
Soldadura de Plata Monei (70 Ni, 30 Cu) Cuproniquel (60-90 Cu, 40 – 10 Ni) Bronces (Cu-Sn) Cobre Brasses (Cu-Sn) Chiorimet 2 (66 Ni, 32 Mo, 1 Fe)
Hastelloy B (60 Ni, 30 Mo, 6 Fe, 1 Mn) Inconel (active) Niquel (active) Estaño Plomo Soldadura de Estaño – Plomo 18-8 Mo atainiess Bteei (active) 18-8 atainiese ateel (active) Ni – Resist (high Ni cast iron) Chromlum atainises steel. 13° Cr (active)
30
2.2.3. Prevención de la corrosión galvánica
1. Seleccionar materiales que estén lo más cerca posible en la serie galvánica.
2. Evitar áreas desfavorables de ánodo pequeño y cátodo grande.
3. Aislar metales disímiles (ver figura No.10).
4. Aplicar revestimientos y pinturas con cuidado, evitando dejar pequeñas
áreas descubiertas, que con el tiempo se convertirán en anódicas.
Figura No. 10. Empacadora Aislante
31
2.2.4. Beneficios del afecto galvánico
El beneficio más grande que tiene el efecto galvánico es la protección catódica. El
acero galvanizado es el ejemplo más típico de protección catódica, en este caso el
zinc se corroe preferencialmente y a su vez protege al acero; el zinc actúa como
ánodo de sacrificio.
La protección catódica también se obtiene por corriente impresa con el uso de
rectificadores que crean un diferencial de potencial entre los dos metales. Otros
beneficio es que este efecto se puede utilizar como monitoreo de corrosión.
Existen unos tipos de probetas que utilizan dos metales diferentes para monitorear
los cambios de eventos en sistemas.
El efecto galvánico se puede utilizar para limpieza de las joyas de plata. La
mayoría de la platería se limpia utilizando químicos tales como “Brasso”, etc.;
estos químicos lo que hacen es agitar la plata y por supuesto se remueve una
pequeña capa de ella. Para limpiar la plata sin dañarla se recomienda hacer lo
siguiente: poner los objetos de la plata en una olla de aluminio que contenga una
solución de agua con bicarbonato. La corriente que se genera entre el aluminio y
la plata hace que el sulfato de plata (sustancia oscura cuando la plata está sucia)
se reduzca a plata; esto no ocasiona la remoción de plata. Después lavar con
agua y jabón.
El efecto galvánico también sirve para la producción de energía. Este es el caso
de las pilas.
2.3. CORROSIÓN POR HENDIDURAS, PICADURAS E INTERGRANULAR
2.3.1 Introducción
Existen ciertos tipos de corrosión localizada como son por Ejemplo, la corrosión
por hendiduras y la galvánica. En este tema se analizan estos dos tipos de
corrosión y se presentan ejemplos relacionados con la Industria del Petróleo,
Petroquímica y Gas, y se incluye la metodología para minimizarla y prevenirla.
32
2.3.2 Corrosión por hendiduras
Es el proceso de corrosión acelerado altamente localizado en lugares como
solapes, tuercas o cabezas de tornillos, tornillos, tornillos roscados, grietas,
hendiduras, etc., donde pequeños volúmenes de solución estancada son
atrapados y puestos en contacto con el material susceptible. La aceleración del
proceso de corrosión se debe a que la solución en lo profundo de la grieta o
rendija difiera de la que está expuesta en la superficie, probablemente, tanto en
composición como en movilidad y contenido de oxigeno, estas diferencias crean
un efecto galvánico. En general, este ataque ocurrirá en aquellos sitios en los que
un metal está sujeto a cambios de condiciones, siendo el responsable de muchas
de las perdidas del material en aceros que están enterrados o sumergidos.
2.3.2.1 Efecto del ambiente
Este tipo de corrosión es promovido por depósitos de arena, sucio, productos de
corrosión, ya que éstos actúan como barreras protectoras, creando condiciones de
estancamientos debajo de ellos.
Los aceros inoxidables en superficies con empacaduras son particularmente
susceptibles a este tipo de corrosión. En los medios que contienen cloruros, la
corrosión por hendiduras es particularmente severa, teniendo un periodo de
incubación, una vez iniciado progresa rápidamente. En metales pasivos como el
acero inoxidable 18Cr-8Ni y el aluminio, los iones Ci destruyen la capa protectora,
haciendo que dichos metales se hagan susceptibles a este tipo de corrosión.
Ejemplos de este tipo de corrosión que se encuentra en la industria petrolera son:
líneas subterráneas que se cruzan con carreteras, presentando corrosión en los
bordes, así como tanques reposando sobre fundaciones en el suelo, que se
corroerán por debajo cerca de los bordes externos, debido al cambio de
condiciones a los que se ven sometidos.
La reacción típica de la corrosión por hendiduras es:
M ------→ M+ + 𝒆. (Ánodo)
O2 + H2O + 4 𝒆.------→ 4OH- (Cátodo)
33
2.3.2.2 Prevención de corrosión por hendiduras
1. Usar en lo posible juntas soldadas en lugar de remachadas o atornilladas.
2. Rellenar con soldadura continua los solapes de las tuberías o con un sello
de masilla, etc.
3. Diseñar recipientes con drenajes eficaces para evitar estancamientos.
Evitar esquinas y rincones agudos.
4. Remover depósitos y empacaduras húmedas y usadas cuando se
inspeccionen los equipos.
5. Usar empacaduras solidas no absorbentes, tales como: teflón o metálicas
siempre que sea posible.
2.3.3 Corrosión por picaduras
Es un ataque electroquímico muy localizado que lleva al desarrollo de agujeros o
picaduras que penetran rápidamente al metal.
Las picaduras se desarrollan como pequeños huecos o perforaciones muy
agudas, que generalmente crecen en la dirección de la gravedad, extendiéndose
hacia abajo en superficies horizontales y con menor frecuencia en superficies
verticales, requieren de tiempo para formarse antes de ser visibles (dependiendo
del metal y del medio corrosivo), aunque en general al aumentar el ataque, la
velocidad del picado se hace mayor (proceso autocatalítico).
La reacción que ocurren en el proceso de picado son:
M ------→ M+ + 𝒆. (Ánodo)
O2 + H2O + 4 𝒆.------→ 4OH- (Cátodo)
Y están esquematizadas en la figura No. 11
34
Figura No. 11. Esquema de las reacciones en un sitio de picadura.
Algunas características de este tipo de corrosión son:
1. El equipo puede fallar sin pérdida de material apreciable.
2. Es difícil de detectar por su tamaño reducido.
3. Muchas veces está cubierta por productos de corrosión.
4. Es difícil de cuantificar debido a que varía en profundidad y numero.
5. Difícil de simular en ensayos de laboratorio.
6. Las fallas pueden ser lentas o muy repentinas.
Dadas estas características, la corrosión por picaduras es una de las formas mas
destructivas y difíciles de atacar.
Influencia de la composición química por medio corrosivo.
En general, en la práctica la mayoría de las fallas por picaduras ocurren en
soluciones que contienen iones cloruro o iones cloro. Las picaduras son
características de corrosión en medios que contengan H2O y CO2. Este tipo
de picaduras se discutirá más adelante.
Cloruro, bromuros e hipocloruros son los de mayor tendencia al picado.
35
Iones metálicos oxidantes en presencia de cloruros son muy agresivos
(Cu+2,Fe+3).
El picado puede ser evitado con la presencia de cromatos y sales de
silicato, pero puede acelerar el picado cuando están presentes en
concentraciones muy pequeñas.
Influencia de la velocidad del medio corrosivo.
Las picaduras son favorecidas en zonas de estancamiento y tienden a disminuir
con el aumento de la velocidad.
Prevención de la corrosión por picaduras.
Para prevenir las picaduras se pueden utilizar los métodos sugeridos para
combatir la corrosión por hendiduras. Además de estos, se éstos, se deben evitar
aquellos materiales que tengan tendencia al picado cuando se vaya a proyectar
una planta o equipo por ejemplo:
304 acero inoxidable, 316 Acero Inoxidable Hastelloy F, Durimet 20 Hastelloy C,
Clorimet 3
Titaniun.
Hay que advertir que la adición de inhibidores no siempre disminuye la tendencia
al picado. Por el contrario, si el ataque no se detiene completamente el picado
puede aumentar, dependiendo del tipo de material e inhibidor seleccionado.
2.4 CORROSIÓN INTERGRANULAR POR ATAQUE SELECTIVO Y
EROSIÓN.
2.4.1 CORROSIÓN INTERGRANULAR
2.4.2 INTRODUCCIÓN
Existe un tipo de corrosión relacionada con la estructura metálica del material que
afecta la fabricación de equipos. En este tema se revisa la corrosión intergranular
y en general la corrosión por ataque selectivo. Asimismo, se estudia la corrosión
36
originada por erosión. Se incluyen, además, ejemplos de estos tipos de corrosión y
las formas de minimizarla o eliminarla.
2.4.3 CARACTERÍSTICAS GENERALES
La corrosión intergranular es del tipo selectiva y tiene lugar preferiblemente, en los
límites de los granos de algunas aleaciones de: Cobre, cromo, Níquel, Aluminio y
Zinc. Esto ocurre cuando las soldaduras donde intervienen estos materiales se
efectúan de manera inadecuada o cuando se produce un maltrato desde el punto
térmico.
La corrosión intergranular se inicia en la superficie que está expuesta y luego
continua penetrando hasta cubrir toda la extensión de los granos al azar. Por esta
razón, este tipo de corrosión puede reaparecer en cualquier parte de la superficie
cuando el material es deformado nuevamente.
2.4.4 LA CORROSIÓN INTERGRANULAR
La corrosión intergranular ocurre a causa de impurezas o micro constituyentes
concentrados en los bordes de los granos, y va acompañada por la formación de
micropilas galvánicas que provocan la formación de productos de corrosión en los
límites de los granos, con una seria degradación de la resistencia del material. En
consecuencia, el material se desintegra y pierde su resistencia cohesiva interna.
Para el caso de aceros inoxidables austenísticos, la teoría universalmente
aceptada para la corrosión intergranular está basada en el empobrecimiento de
cromo en el límite de los granos. Esto ocurre cuando estos aceros son calentados
a un rango de temperatura entre 950 a 1450 °F.
El cromo se añade al acero para hacerlo resistente a la corrosión en varios
medios; por lo general se añade más de 10% de cromo para hacer acero
inoxidable. Si la cantidad de cromo es reducida por debajo de esta cifra, entonces
el acero inoxidable adquiere la resistencia del acero corriente.
En el rango de temperatura indicado, Cr26C6 (carburo de cromo) y carbón son
insolubles y se precipitan fuera de la solución solida si el contenido de carbón es
mayor 0.03%. Cuando el carburo de cromo es removido de la solución solida, el
área adyacente a éste queda vacía o con menor cantidad de cromo y es atacada
por la corrosión. En toda esta zona donde ocurre este fenómeno, existen
37
composiciones de dos metales diferentes, en donde el cátodo tiene un área
grande (todo el resto del metal) y el ánodo tiene un área muy pequeña (sólo la
zona donde esto ocurre). Figura No. 12.
Figura No. 12. Corrosión intergranular.
Este fenómeno ocurre mucho cuando se hacen soldaduras, y se puede visualizar
en la figura 13. Esta figura representa una analogía entre el electrodo de la
soldadura y un lápiz que pasa por debajo de un mantel. El punto más alto
representa el contacto entre el electrodo y el metal, el cual es el punto más
caliente. Entre este punto y el punto más bajo, la estructura alcanza la temperatura
de sensitización, representada en la figura por las líneas marcadas con una “X”.
38
Figura No. 13. Analogía de gradientes de temperatura por el paso de un electrodo
de soldadura (8)
2.4.4.1 Prevención de la corrosión intergranular
1. Emplear tratamientos térmicos de solución a altas temperaturas (templado-
recocido o templado-solución).
2. Agregar elementos estabilizadores de carburos, tales como el columbio +
tantalio y el tatanio. Estos elementos tienen mayor afinidad con el carburo
que el cromo, evitan que los carburos de cromo se formen y precipiten.
3. Emplear aceros con un contenido de carbono muy bajo (menos de 0.03%).
Mientras menos sea el contenido de carbono, menor será la posibilidad de
formación de carburos de cromo. En la tabla 3. Se indican algunos
ambientes corrosivos que causan ataque intergranular.
39
2.4.4.2 Prevención de la corrosión intergranular
Tabla No. 3. Corrosivos que inducen a la corrosión intergranular.
Acetic acid Oxalic acid
Acetic acid +9 salicylic acid Phenol + naphthenic acid
Ammonium nitrate Phosphoric acid
Ammonium sulfate Philipe acid
Ammonium sulfate + H2SO4 Salt spray
Beet Juice Seewater
Calcium nitrate Silver nitrate + acetic acid
Chromic acid Sodium bisulfate
Chromium chloride Sodium hydroxide + sodium sulfide
Cooper sulfate Sodium hypocrite
Crude oil Sulfamic acid
Fatty acids Sulfite cooking liquor
Ferric chicride Sulfite digester acid (calcium bisulfate + sulfur
dioxide)
Ferric sulfate Sulfite solution
Formic acid Sulfuric dioxide (wet)
Hydrocyanic acid Sulfuric acid
Hydrocyanic acid + sulfur dioxide Sulfuric acid + acetic acid
Hydrofluoric acid + ferric sulfate Sulfuric acid + copper sulfate
Lactic acid Sulfuric acid + ferrous
Lactic acid + nitric acid sulfate Sulfuric acid + methanol
Matsic acid Sulfuric acid + nitric acid
Nitric acid Sulfurous acid
Nitric acid + hydrochloric acid Water + starch + sulfur
Nitric acid + hydrofluoric acid dioxide Water + aluminum sulfate
40
2.4.5 Corrosión por ataque selectivo
Es un proceso corrosivo en el cual uno de los elementos de aleación sólida es
removido. Cuando un material metálico contiene proporciones de dos o más
microconstituyentes, se puede formar una película protectora en uno, más rápido
que en el otro o un constituyente puede corroerse más activamente que el otro.
En ciertas aleaciones de cobre, por corrosión selectiva se disuelve alguna región
de la aleación que inmediatamente forma cobre metálico poroso. Esto es,
generalmente, conocido como desaleación y dependiendo de la aleación y los
componentes que permanecen en la solución, puede llamarse: deszincificacion,
desniquelificación, desaluminificación, etc. Este tipo de ataque puede ocurrir
altamente localizado.
Prevención d la corrosión por ataque selectivo
1. Reducir la agresividad del ambiente, por ejemplo eliminando el oxigeno
disuelto en el medio.
2. Usar protección catódica.
3. Usar aleaciones menos susceptibles, tales como aleaciones Cobre-Níquel.
4. Añadir elementos inhibidores, tales como el Estaño, Arsénico antimonio y
Fósforo. Estos elementos se depositan formando una película que impide la
deposición del cobre.
2.4.6 Erosión / corrosión
Es el ataque químico y mecánico acelerado que resulta cuando un flujo de
material abrasivo continuamente desgasta por acción mecánica y expone material
nuevo y no protegido al medio corrosivo.
En aquellos casos en que los metales están protegidos por finas películas
protectoras, óxidos, productos de corrosión adherentes, flujo turbulento de gases y
fluidos, aumentándose así la tasa de corrosión. Esta acción es acelerada si en la
corriente del fluido se encuentran presentes sólidos suspendidos o gases
contaminados. En la tabla No. 4 se muestra la corrosión de los metales cuando se
utilizan inhibidores de corrosión para mitigar este tipo de ataque, su efectividad es
mayor a bajas velocidades.
41
Tabla No. 4. Corrosión de materiales en agua salada diferentes velocidades
MATERIAL Típicas velocidades de corrosión (MDD)
1/t/sec°. 4/t/sec. 27/t/sec.
Acero al carbono 34 72 254
Hierro colado 45 -- 270
Silicón bronce 1 2 343
Admiraley brass 2 20 170
Hydraulic bronze 4 1 339
G bronze 7 2 280
Al bronze (10% Al) 5 -- 236
Aluminum brass 2 -- 105
90-10 Cu Ni (0.8 ½ Fe) 5 -- 99
70-30 Cu Ni (0.5 ½ Fe) 2 -- 199
70-30 Cu Ni (0.5 ½ Fe) <1 <1 39
Monel <1 <1 4
Acero Inoxidable 1 0 <1
Hastelloy C <1 -- 3
Titani 0 -- 0
Sumergidos en corriente de mareas
Sumergidos en agua mar.
Sumergidos en discos rotatorios
Imdd=Img/dm2/Dia=𝟏,𝟒𝟒
𝑮𝒓𝒂𝒗𝒆𝒅𝒂𝒅 𝒆𝒔𝒑𝒆𝒄𝒊𝒇𝒊𝒄𝒂 𝒅𝒆𝒍 𝒎𝒆𝒕𝒂𝒍
Existen diferentes formas por las cuales ocurre el proceso de erosión/corrosión.
Estos son:
Corrosión localizada inducida por el flujo (FILC)
Impacto liquido
Impacto sólido
42
Cavitación
Roce o fricción
Prevención de la erosión corrosión
1. Usar materiales resistentes a la erosión-corrosión Ejemplo: hierro fundido
con alto contenido de sílice, carburo de tungsteno, etc.
2. Modificar el diseño: cambios en las formas y geometría de las estructuras
disminuye la velocidad y se facilita la formación de flujo laminar.
3. Aumentar el espesor para fortalecer áreas vulnerables.
4. Eliminar el material abrasivo del fluido de transporte, por ejemplo mediante
la utilización de filtros.
5. Reducir la velocidad del flujo.
Control de erosión/corrosión
La erosión – corrosión tiende a ocurrir en sitios donde hay imperfecciones en las
tuberías las cuales producen obstrucciones en el flujo, lo que a su vez genera
impactos líquidos y sólidos en la superficie de la tubería en sitios como codos,
válvulas, choques (estranguladores), conexiones enroscadas de tubería de
producción y en sitios existentes de corrosión. Daños causados por
erosión/corrosión son más severos y frecuentes en flujos multifásicos. En sistemas
de flujo monofásico los esfuerzos de corte que ejerce el fluido en la superficie de
metal son muy bajos para remover una película protectora.
Mientras que en flujo multifásico, la fase liquida en forma de tapón (SLUGS) o de
gotas, choca contra la superficie del metal ocasionado altos esfuerzos en los
puntos de contacto. La magnitud de estos esfuerzos depende de la velocidad del
fluido. Por lo tanto, al controlar esta velocidad también se controla la tasa de
corrosión.
La API bajo su “Recommend Practice API – 14E” contiene una recomendación
para limitar las velocidades de producción para prevenir Erosión –Corrosión:
𝑉𝑒 =𝐶
𝑝
43
Donde:
Ve= velocidad erosional, Ft/seg.
C = 100 para servicio continuo y la unidad de densidad de Lb/ft3.
C = 125 para servicio intermitente y la densidad en unidades de Lb/ft3.
Esta ecuación ha servido de referencia. Aunque no existe una justificación teórica
para ella, varias compañías petroleras internacionales usan esta ecuación en sus
diseños con un numerador entre 80 y 160. Los valores de 100 y 125 para C, dados
por la API surgieron de un compromiso llegado por el comité.
No fue la intención del comité utilizar esta ecuación para tuberías de producción y
tampoco se especifica cómo determinar la velocidad.
Para calcular la velocidad de remoción del inhibidor según Salama y Venkastesh
(39).
𝑉𝑒 =8𝘨𝑡
𝑓𝑑
Donde:
𝗀 = constante gravitaciinal 32.2 Ft/rec2.
f = factor de fricción.
t = Esfuerzo de corte: Del producto de corrosión Lb/ft2
De la película de inhibidor.
Para el control de erosión se recomienda el uso del siguiente procedimiento
desarrollado por el “EROSION/CORROSION RESEARCH CENTER” de la
Universidad del Tulsa, OK, USA.
44
Figura No. 17.
Corrosión localizada inducida por el flujo (FILC)
Este es un tipo de corrosión que es afectado por la turbulencia local del fluido. En
sitios de la pared de la tubería donde existen discontinuidades como juntas,
soldaduras, conexiones, se forman turbulencias locales que incrementan el
transporte de sustancias del fluido hacia la pared de la tubería y viceversa.
Estos micros turbulencias hacen como una especie de socavación local del metal,
causando su falla. Este mecanismo se muestra esquemáticamente en la figura No.
18.
45
FIGURA No. 18. Corrosión localizada inducida por el flujo (FILC)
En una sección más adelante se explica este mecanismo con más detalle:
De acuerdo con la referencia (7) existen 4 tipos de FILC:
a) Corrosión controlada por transporte de masa.
b) Corrosión controlada por transporte de fase.
c) Erosión – corrosión.
d) Corrosión por cavitación.
Estos tipos se encuentran representados en la figura 19. El incremento en la
velocidad del flujo generalmente aumenta las velocidades de corrosión, pero
también tiene beneficios ya que reduce la acumulación de agentes agresivos de la
superficie del metal y disminuye corrosión por picaduras y hendiduras. También, el
incremento en velocidades aumenta el transporte de pasivadores e inhibidores.
46
FIGURA No. 19. Tipos de FILC
Impacto liquido
En este tipo de erosión una gota o un chorro de líquido viajando a altas
velocidades chocan contra la superficie de un metal. Las altas presiones locales
que se generan inicialmente al momento del contacto con la superficie y las altas
velocidades laterales que escapan de esta zona de altas presión, son los dos
grandes mecanismos de daño a las superficies, véase la figura No. 20.
Se ha observado este tipo de daño en turbinas de vapor, utilizadas para la
generación de electricidad, en turbinas en aviones que vuelan bajo la lluvia, al
igual que misiles volando en estas mismas condiciones. En la industria de petróleo
y gas, este fenómeno se puede observar en tuberías de producción operando en
flujos multifásicos, especialmente si el patrón de flujo es del tipo neblina, donde las
gotas del líquido son transportadas por el gas.
En sitios donde existen obstrucciones o cambios de dirección, estas gotas
continúan una trayectoria rectilínea chocando con la superficie del metal
induciendo de esta forma la erosión o disolución del metal y/o productos de
corrosión. Véase la figura No. 20.
Si el medio es corrosivo, el daño causado por el impacto del líquido, hace que la
velocidad de corrosión aumente considerablemente.
47
Figura No. 20. Impacto liquido.
Cavitación
Este fenómeno envuelve la formación de burbujas y que luego colapsa
violentamente contra una superficie. Esto ocurre donde existen cambios abruptos
de presión estática a consecuencia de sobrecargas hidrodinámicas o restricciones
en válvulas, orificios, etc.
Existen dos teorías que explican este fenómeno.
Es una forma de corrosión asistida por turbulencia local y las fuerzas
mecánicas producidas por las burbujas al impacto.
Las fuerzas mecánicas producidas por el impacto de las burbujas son
suficientes para causar daños.
Roce o fricción
Este es un tipo de erosión / corrosión que ocurre en áreas de contacto directo
entre materiales que se encuentran bajo esfuerzos y en sistemas donde hay
vibraciones y deslizamientos. El tipo de corrosión se caracteriza por picaduras o
hendiduras en el metal, rodeadas de productos de corrosión. Se observa
frecuentemente en componentes de motores, partes conectadas con tornillos, etc.
Este es un tipo de corrosión catastrófico ya que implica La destrucción de
componentes metálicos y la producción de estos de oxido, que ayudan al derecho
del metal.
La fricción también es una causa de fractura por fatiga ya que si se Aflojan
componentes, éstos producen un exceso de estiramiento y las picaduras actúan
como puntos donde los esfuerzos son muy altos.
48
Un caso clásico de este tipo de corrosión se puede observar en los sistemas de
ajuste de los rieles de ferrocarriles.
Frecuentemente se requiere ajustar o apretar estos sistemas para prevenir el
avance de corrosión por fricción. Otro caso muy común ocurre en la interfaz entre
una rolinera y una barra como muestra la figura no. 23.
Figura No. 23. Roce o fricción
Los requisitos básicos para este tipo de corrosión son:
1. La interfaz tiene que estar bajo cargas.
2. Vibración o movimiento entre las superficies.
3. La carga y las vibraciones tienen que producir suficiente movimiento entre
las superficies.
Se ha comprobado que movimientos tan pequeños como 10-3 cm entre superficies
causan daño por fricción.
Este tipo de corrosión se puede minimizar de la siguiente forma:
49
1. Engrasando con lubricantes de baja viscosidad; éstos reducen la fricción y
excluyen el O2.
2. Aumentando la dureza de los materiales.
3. Utilizando empacaduras que absorban vibración.
4. Aumentando las cargas para disminuir el deslizamiento entre las
superficies.
La tabla 7 muestra la resistencia a fricción de varios materiales.
Tabla No. 7. Resistencia a fricción de varios materiales.
POOR AVERAGE GOOD
Aluminium on cast iron Cast ron cast iron
Aluminium on etsinless steel Copper on cast iron Laminated plastic on gold plate
Magnitum on cast iron Brass on cast iron Hard tool steel on tool steel
Cas iron on chorme plate Zinc on cast iron Cold-rolled steel on cold-rolled
steel
Laminated plastic on cast iron Cast iron on silver plate Cast iron on cast iron with
Sukelite on cast iron Cast iron on silver plate Phosphate coating
Hard tool steel on stainiess Copper plate Cast iron on cast iron with
Chome plate on chome Cast iron on amalgamanted Coasting of rubber cement
Plate Rough suface Cast iron on cast iron with
Cast iron on in plate Magnesium on copper plate Coasting of tungsten sulfide
Cast iron on cast iron wih Zirconum Cast iron on cast iron with
Rubber gasket
Cast iron on cast iron with
Molykote lubricant
Cast iron on atsiniess with
Molykote lubricant
50
2.5 CORROSIÓN POR ESFUERZO Y POR FATIGA
2.5.1 Introducción
Materiales sometidos, simultáneamente, tanto a esfuerzos como a agentes
corrosivos pueden bajo ciertas condiciones sufrir fracturas o agrietamiento, en su
parte interna o externa. En este tema se revisa la metodología para minimizar o
eliminar este tipo de corrosión, así como también se señalan ejemplos
relacionadas con la industria del petróleo, petroquímica y gas.
2.5.2 Corrosión por esfuerzos (stress corrosión cracking)
Es un tipo de corrosión que tiene lugar cuando un metal se fractura por la
presencia de esfuerzos de tensión, en presencia de un medio corrosivo.
Aquellos materiales que son sensibles a la aplicación de esfuerzos pueden
agrietarse espontáneamente cuando están sujetos simultáneamente a esfuerzos y
agentes corrosivos específicos, en un rango favorable y temperatura. Grieta
típicas comienzan en puntos de picaduras o en rendijas intergranular, las cuales
aparecen en el metal a través de los granos (grietas transgranular), o entre ellos
(Intergranular), dependiendo de las condiciones.
Los esfuerzos que causan agrietamiento pueden ser residuales (internos) o
también aplicados (externos). La susceptibilidad puede ser disminuida
marcadamente, sino removida por completo, con tratamiento térmico, para reducir
los esfuerzos residuales a un nivel razonable seguro.
La combinación de esfuerzos residuales e impurezas especificas en el metal
puede causar agrietamiento bajo esfuerzos espontáneos, el cual es el caso de
algunos metales inducidos que son específicamente susceptibles a agrietamiento
por hidrogeno bajo esfuerzo.
Los factores que influyen en la corrosión por esfuerzos son:
Temperatura
Composición química del medio corrosivo y la aleación.
Magnitud de los esfuerzos producidos por el sistema.
Metalúrgicas del material.
51
Se ha encontrado también que los productos de corrosión pueden producir
esfuerzos de hasta 10.000lb/m2 en regiones restringidas como se representa
esquemáticamente en la figura 25.
Figura No. 25
2.5.2.1 Tiempo de agrietamiento
Inicialmente la tasa de agrietamiento es más o menos constante, pero a medida
que la grieta progresa, el área transversal del material disminuye y el esfuerzo de
tensión incrementa. La tasa de agrietamiento aumenta con la profundidad de la
grieta hasta que se fractura. Justo antes que ocurra la fractura, la sección
transversal del material se reduce al punto que el esfuerzo en tensión es igual o
mayor que el esfuerzo de ruptura del metal y la fractura ocurre mecánicamente.
Es importante que las pruebas para determinar los efectos de SCC deban
conducirse hasta que ocurra la fractura.
2.5.2.2 Factores ambientales
No existe un patrón general para ambientes que causen SCC de varias
aleaciones. La tabla 8 muestra algunos ambientes en los que se puede favorecer
la corrosión por esfuerzo en metales aleaciones.
Como es la mayoría de las reacciones químicas, SCC se acelera al incrementarse
la temperatura.
52
Tabla No. 8. Ambiente que pueden causar corrosión por esfuerzos de
metales y aleaciones.
MATERIAL ENVIROMENT MATERIAL ENVIROMENT
Aluminum alloys
NaCIH2O2 solutions
Na CI solutions
Seawater
Air, water vapor
Ordinary steels Stainless steels Titanium alloys
NaOH solutions
NaOH Na2SI2O2 solutions
Calcium, ammonium, and
sodium nitrate solutions
Mixed acids (H2SO4HNO3)
HCN solutions
Acidic H2S solutions
Seawater
Molten Na-Pb alloys
Acid chloride solutions
Such as MgCl2 and
BaCl2
NaCl-H2O2 solutions
Seawater
H2S
NaOH-H2S solutions
Condensing steam from
Chloride waters
Red fuming nitric acid
Seawater, N2O4
Methanol HCI
Copper alloys Ammonia vapors and solutions
Amines
Water, water vapor
Gold alloys
Inconel
Lead
Magnesium alloys
FeCI3 solutions
Acetic acid sale solutions
Caustic soda solutions
Lead acetate solutions
NaCIK2CrO4 solutions
Rural and coastal atmosphere
Distilled water
Monel Fused caustic soda
Hydrofluoric acid
Hydroflusilicic acid
Fused caustic soda
Nickel
2.5.2.3 Factores metalúrgicos
La susceptibilidad de los metales a SCC es afectada por la composición química
promedio, la orientación de los granos, composición y distribución de productos de
corrosión, dislocaciones. Estos factores actúan con el medio ambiente y los
esfuerzos para afectar el tiempo de agrietamiento.
53
2.5.2.4 Prevención de la corrosión por esfuerzos
1. Reducir el nivel de esfuerzos y aplicar tratamiento térmico al material
expuesto a tensiones para minimizar esfuerzos residuales.
2. Eliminar los contaminantes críticos del medio (desgasificar, desmineralizar,
destilar, etc.)
3. Cambiar la aleación si no es posible cambiar el medio corrosivo o eliminar
los esfuerzos.
4. Usar inhibidores para prevenir la posibilidad de corrosión localizada y
picaduras.
5. Usar revestimientos.
2.5.3 Corrosión por fatiga
Este tipo de corrosión origina fallas prematuras, frágiles, sin deformación, en las
cuales el material tiende a fracturarse debido a la acción de los esfuerzos
repetitivos. Las fallas suelen ocurrir por picaduras sobre la superficie del metal,
sirviendo éstas como puntos concentradores de tensiones y medidores de grietas
por fatiga. Por otra parte, el proceso de apertura y propagación de las grietas por
fatiga descubren el metal nuevo no protegido, susceptible a ser atacado por el
medio corrosivo. Este proceso sigue hasta que se produce la fractura del
componente.
2.5.3.1 Ensayos por fatiga
Se obtienen en el laboratorio aplicando esfuerzos repetitivos y cíclicos,
consiguiendo las curvas que se muestran en la Figura 26.
54
Figura No. 26. Corrosión por fatiga
La vida de fatiga del acero y otros materiales ferrosos, usualmente es
independiente de los esfuerzos a nivel bajos. En general, se presume que si un
metal está sujeto a un esfuerzo por debajo de su límite de fatiga, soportará un
número infinito de ciclos sin que se fracture. Si el acero recibe un pequeño corte,
su resistencia a la fatiga es proporcional al radio o filo del corte.
La resistencia a la fatiga se reduce por la presencia de un medio corrosivo.
Usualmente se observa la presencia de un área cubierta de productos de
corrosión y un área pequeña como resultado de la fractura final.
2.5.3.2 Factores ambientales
Estos factores influyen notablemente en este tipo de corrosión. La corrosión por
fatiga es mayor a esfuerzos aplicados a baja frecuencia esto es debido a que en
ciclos de baja frecuencia existe mayor tiempo en contacto entre el metal y el
corrosivo.
Por lo tanto, cuando se va evaluar resistencia a la corrosión por fatiga es
importante realizar las pruebas bajo idénticas condiciones a las que se encuentra
en la práctica.
55
Los factores ambientales que afectan a la corrosión por fatiga:
Contenido de O2
pH
Temperatura.
Composición de la solución.
H2S
2.5.3.3 Mecanismos
El mecanismo de este tipo de corrosión no ha sido estudiado en detalle todavía,
sólo se conoce el tipo de ataque de una forma cualitativa. La resistencia a fatiga
se reduce en presencia de un medio corrosivo, porque la picadura actúa como
punto de concentración de esfuerzos.
2.5.3.4 Prevención de la corrosión por fatiga
1. Reducir los esfuerzos sobre los miembros componentes: Alternado el
diseño, aliviando los esfuerzos con tratamientos térmicos, o produciendo
esfuerzos compresivos sobre la superficie metálica (Shot peening).
2. Utilizar inhibidores de corrosión para contrarrestar la corrosividad del medio.
3. Utilizar recubrimientos metálicos electrolíticos de zinc, cromo, níquel, etc.
2.6 CORROSIÓN BACTERIOLÓGICA. DAÑO POR HIDROGENO
2.6.1 Introducción
Actualmente en la Industria del Petróleo, Petroquímica y Gas, se le presta gran
atención a la corrosión causada por bacterias aeróbicas y anaeróbicas. En este
tema se analizan este tipo de corrosión, así como también se discuten métodos
para reducirla o eliminarla. Además de incluyen ejemplos.
56
2.6.2 Corrosión bacteriológica
Es el proceso resultante de la actividad de organismos vivos, usualmente por sus
procesos de ingestión de nutrientes y eliminación de desperdicios que son ácidos
o hidróxidos corrosivos que atacan el material.
En las aguas de los campos petroleros se pueden encontrar muchas clases
diferentes de bacterias, que pueden ser separadas en dos grupos:
Bacterias Aeróbicas
Bacterias Anaeróbicas.
Las primeras (aeróbicas) son aquellas que se desarrollan en ambientes en los que
el oxigeno está presente en el agua, mientras que las bacterias anaeróbicas se
desarrollan donde no exista presencia de oxigeno.
Los principales problemas en aguas que contengan oxigeno son la presencia de:
moho, algas, hongos, bacterias y otras sustancias babosas que tienden a tapar y
ensuciar los equipos.
La bacteria sulfato – reductora, única especie anaeróbica que puede causar
corrosión en campos petroleros, es de peculiar interés. Esta bacteria digiere los
sulfatos contenidos en el agua y los reduce a sulfuro de hidrogeno (H2S), que es
usualmente corrosivo a la mayoría de los metales.
Es importante destacar que los análisis bacteriológicos son de elevado costo y
pueden evitarse teniendo presente un hecho singular: las bacterias sulfato –
reductoras sólo pueden subsistir donde exista un medio rico en sulfatos a un pH
determinado y en ausencia de oxigeno. En consecuencia, del análisis es posible
determinar la presencia de bacterias y la adecuada selección y aplicación del
método que las inhibe en su ataque.
La reacción producida por las bacterias aeróbicas (SOB)
3S + 3O2 + 2H2O ---------→ 2H2SO4
Estos organismos viven mejor en ambientes de bajo pH y pueden producir
concentraciones locales de acido sulfúrico hasta 5% por peso. Estas bacterias
crean condiciones muy positivas; requieren el azufre en forma elemental o en
forma combinada y es por ello que se encuentran en campos de azufre, campos
de producción de petróleo y en tuberías de aguas negras que contengan
compuestos orgánicos de azufre.
57
La reacción producida por las bacterias anaeróbicas es en gran parte la producida
por las bacterias sulfato-reductoras (SRB):
𝑆𝑂42 + 4𝐻2 → 𝑆2 + 4𝐻2𝑂
Reducen el sulfato (SO4) a sulfuro. El hidrogeno que utiliza la reacción proviene de
reacciones de corrosión que se generan de compuestos orgánicos, azucares o
celulosa, que se encuentran en el suelo.
La presencia de iones de sulfuro influencian las reacciones anódicas y catódicas
que ocurren en las superficies del acero. Los sulfuros retardan las reacciones
catódicas en particular la evaluación de hidrogeno y acelera la disolución anódica,
siendo esta ultima la más común.
El producto de corrosión de las SRB es sulfuro de hierro (FeS).
2.6.2.1 Prevención de la corrosión bacteriológica
1. Utilizar inhibidores de corrosión (bactericidas).
2. Aplicar protección catódica con niveles de potencial entre -1.5 y -2.0 volt.
3. Aplicar recubrimientos adecuados para el servicio bactericida.
2.6.3 Daño por hidrógeno
El hidrogeno es un factor importante en situaciones de agrietamiento de metales.
La presencia de hidrógeno proviene de varias fuentes:
El mismo proceso de corrosión.
Sobrecarga en sistemas de protección catódica.
Operaciones de acidificación.
Electrodeposición.
En metales que tengan una microestructura de BCC, la presencia de hidrogeno es
un gran problema ya que destruye las propiedades mecánicas del acero.
El daño por hidrogeno es frecuente y puede esperarse en aceros que tengan un
esfuerzos de ruptura (Tu) por encima de 100.000 Psi.
El daño por hidrogeno se puede clasificar en varios tipos (6):
58
1. Ampollamiento por hidrogeno (BLISTERING).
2. Fragilización por hidrogeno.
3. Descarburación.
2.6.3.1 Ampollamiento por hidrogeno
Ocurre por la penetración de hidrogeno dentro del metal y su acumulación en una
zona dentro de éste produciendo una ampolla.
Formación del hidrogeno ocurre en el interior de la superficie como resultado de
una reacción de corrosión. En todo momento, se encuentra una reacción de
corrosión. En todo momento, se encuentra una concentración fija de átomos de
hidrogeno en superficie del metal, algunos de éstos se difunden a través del metal
y se combinan para formar moléculas de hidrogeno (H2) en la superficie exterior.
Si los átomos de hidrogeno que se difunden en el metal, se encuentran con un
vacío, se combinan para formar H2 dentro de este vacío. El H2 no se difunde a
través del metal por lo tanto, la concentración y presión H2 se incrementan dentro
de este vacío. La presión de equilibrio entre el H2 y el H es varios cientos de miles
de atmósferas, la cual es suficiente para romper cualquier material conocido en
ingeniería.
Nota:
El hidrogeno atómico (H°) en la superficie es el que puede difundirse a
través de metales.
El hidrogeno molecular (H2) no se difunde a través de metales.
Sustancias tales como iones de sulfuro, fosforo, y compuestos de arsénico
retardan la tasa de combinación de H° para formar H2; en presencia de estos
compuestos existente mayor concentración de H° en la superficie del metal.
2.6.3.2 Prevención de ampollamiento por hidrogeno
1. Utilizar acero limpio para evitar los posibles bolsillos en el metal.
2. Usar revestimientos.
3. Usar inhibidores, estos reducen la velocidad de corrosión y la tasa de
reducción del hidrógeno.
4. Remover contaminantes tales como sulfuros, arsénicos, cianuros y fosforo.
59
5. Utilizar aleaciones apropiadas como aceros que contengan Ni.
2.6.3.3 Fragilización de hidrógeno
El mecanismo exacto de cómo ocurre este fenómeno no es muy conocido todavía.
La tasa inicial se deben a la penetración del hidrogeno atómico dentro del metal.
Para el caso de hierro y acero, la interacción entre los átomos del hidrogeno
disuelto y el metal no es muy conocida.
2.6.3.4 Prevención de Fragilización de hidrógeno
1. Reducir velocidades de corrosión – usa inhibidores.
2. Usar tratamiento térmico.
3. Usar aleaciones - uso de NI o MOLIBDENUM en aleaciones.
4. Mantener condiciones secas, durante la soldadura utilizar procedimientos
adecuados de soldadura, varilla de soldadura de bajo contenido de H2.
2.7 CORROSIÓN EN LA INDUSTRIA PETROLERA, PETROQUÍMICA Y GAS.
2.7.1 Introducción
En el pasado se le daba poca importancia a los procesos de corrosión en
yacimientos, pozos y equipos de superficies. Actualmente se analizan casos de
corrosión dulce, producida por Dióxido de Carbono, y corrosión agria producida
por Sulfuro. Estos tipos de corrosión pueden afectar severamente la producción de
los campos petroleros, ya que afectan el desempeño de bombas de subsuelo,
tuberías, árbol de navidad, líneas, múltiples, separadores, tanques y equipos de
tratamiento. En este tema se analizan varios casos de corrosión en la industria del
petróleo, petroquímica y gas. También se incluye el estudio de la metodología
para minimizarla o prevenirla, y se analizan varios ejemplos.
En la industria petrolera y de gas podemos encontrar ejemplos de cada uno de los
tipos de corrosión descritos hasta ahora mas corrosión por dióxido de carbono
(Corrosión Dulce) o por Sulfuro de Hidrogeno, H2S (Corrosión Agria).
En operaciones de producción la corrosión es inevitable. Muchos campos de
producción que se les designa como no corrosivos, en algún momento de su
60
historia se les encuentra fallas debido a que la corrosión se incrementa hasta el
punto que es necesario tomar medidas de control.
La figura No. 29 representa un sistema de operación de producción de petróleo y
gas con los diferentes tipos de problemas que se pueden controlar.
Como muestra la figura, el proceso de corrosión puede ocurrir en cualquier parte
de un sistema de producción, desde el fondo del pozo hasta el equipo que se
utiliza para la venta de gas y petróleo, inclusive en los procesos de refinación del
petróleo y procesamiento del gas. Encontramos problemas de corrosión hasta en
los sistemas de transporte de gasolina, como fue el caso reciente en Guadalajara,
México, donde murieron varias personas.
Figura No. 29. Sistema de producción.
2.7.2 Corrosión en instalaciones de subsuelo
La completación de pozos es donde se debe tomar las primeras consideraciones
de diseño para establecer un programa de control.
En pozos de bajo volumen de producción donde se utilizan sistemas de bombeo
tales como las bombas electrosumergibles o balancines, existe una deficiencia de
crudo almacenado en el espacio anular como para inyectar un inhibidor de
61
corrosión. También, debido a esta deficiencia del nivel crudo, la bomba en el fondo
se calienta, produciendo incrustaciones de sólidos. En sistemas donde los niveles
de fluido sean más altos en el espacio anular, este fluido sirve como almacenaje
de inhibidores de corrosión asegurado su flujo continuo, al mismo tiempo este flujo
sirve para enfriar la bomba del fondo. Este tipo de pozo (de alto nivel de fluido)
representa una mayor carga en la varilla de succión de la bomba, produciendo una
posible falla. Igualmente, esta varilla durante su acción de descenso y ascenso
puede recostarse de la tubería de producción, originándose, una corrosión por
fricción que induciría a la falta de la varilla y/o de la tubería de producción.
Las bombas electrosumergibles, producen muchos problemas de
erosión/corrosión tanto en los impulsores de la bomba como en la tubería de
producción. Ya que éstas arrastran cantidades de arena y la impulsan a alta
velocidades produciendo fallas.
Para pozos que fluyen naturalmente tienen dos tipos de completación; con y sin
packer. En los pozos que no tienen packer, el espacio anular se puede utilizar
para llevar el inhibidor hasta el fondo de la tubería donde entraría con la
producción y la protege.
La corrosión del casing, es generalmente corrosión externa a menos que el pozo
se haya comunicado.
2.7.3 Corrosión en instalaciones de superficies.
2.7.3.1 Cabezales de pozos.
Las altas velocidades y la turbulencia producida previenen cualquier formación de
productos de corrosión que pudieran protegerlo.
Los arbolitos de navidad son en particular muy susceptibles al fenómeno de
corrosión inducida por el flujo, ya que debido a las restricciones y cambios de
dirección que en el ocurren, los efectos de este tipo de corrosión son aumentados;
el daño se intensifica aun mas si los flujos producidos contienen arena, CO2 H2S
y H2O. Depende de las concentraciones, esta combinación puede ser mortal. A
medida que el choque se va dañado, se crea una inestabilidad del flujo y mecánica
de choque incrementando la tasa de daño.
Una de las partes con mayores problemas en el arbolito de navidad está en los
choques y la caja de choques. Las velocidades de flujo que se desarrollan en un
62
choque son muy altas y dependiendo de las condiciones del pozo, éstas pueden
alcanzar velocidades por encima de la velocidad del sonido; magnificando los
problemas en varios órdenes de magnitud.
Usualmente los problemas se presentan tanto aguas arriba como aguas abajo (en
mayor magnitud) del choque. Aguas arriba porque existe un cambio de dirección
en el flujo y por la misma razón que se desea pasar una gran cantidad de líquido a
través de un orificio sumamente pequeño. Y aguas abajo del mismo porque allí
ocurre una expansión la cual hace que el flujo choque contra las paredes de la
caja de choque. Al mismo tiempo, las partículas solidas o liquidas que se
encuentren en el flujo llevan una mayor energía cinética, y chocan la caja de
choque produciendo grandes daños. Este fenómeno se representa en la figura No.
30.
Figura No. 30. Arbolito de navidad
2.7.3.2 Líneas de flujo
Las líneas de flujo también se ven muy afectadas por las velocidades del fluido,
especialmente en sitios donde se encuentren cambios de dirección o restricciones
de algún tipo. Estas también están sujetas a daño por corrosión externa.
2.7.3.3 Separadores
Estos pueden presentar daños por erosión/corrosión, corrosión por picaduras en el
fondo del mismo. Corrosión externa.
63
2.7.4 Equipos de procesamiento de gas
Presentan varios tipos de corrosión especialmente si existe oxigeno presente y si
existen gases ácidos en presencia de agua.
Figura No. 31. Choque
2.7.4.1 Deshidratación del crudo
Los equipos utilizados para la deshidratación del crudo son: tratadores-
calentadores, tanque de lavado.
Ambos equipos tienen como función separar el agua del crudo. Estos equipos
están sujetos a problemas de formación de incrustaciones y problemas de
corrosión ya que lo general son aguas saladas de producción. Estas aguas son
sumamente corrosivas y contaminantes. Los techos de los tanques de lavado son
susceptibles a la corrosión por la condensación de gotas de agua.
2.7.4.2 Tanques de almacenamiento
Presentan problemas de corrosión tanto en el fondo como en el techo del tanque.
La corrosión externa del fondo de los tanques es un problema continuo.
64
2.7.4.3 Sistemas de inyección de agua
Estos sistemas están sujetos a corrosión primordialmente debido a la presencia de
gases ácidos como H2S y CO2 y la presencia de oxigeno.
Estas aguas son sumamente contaminantes por lo que se requiere un estricto
control de corrosión. En este tipo de sistema, la presencia de bacterias representa
un problema adicional de corrosión.
El oxigeno es una amenaza a la corrosión en este tipo de sistemas ya que el
operador no se da cuenta que las bombas son los sitios por donde el oxigeno
puede entrar.
2.7.5 Corrosión por dióxido de carbono.(CO2)
El dióxido de carbono (CO2) disuelto en el agua corroe el acero al carbono. En la
industria petrolera esta corrosión es encontrada con más frecuencia en pozos de
agua, en los que el dióxido de carbono está presente. Si el vapor de agua
condesada en las tuberías o líneas de flujo, el ácido carbónico formado produce
corrosión por picaduras en el metal expuesto. La porción desde una cierta
profundidad hacia la tubería de producción y las líneas de flujo de superficie es
más susceptible a este tipo de corrosión. La tasa de corrosión usualmente
aumenta al aumentar la presión del cabezal del pozo, ya que se disolverá mas
dióxido de carbono en vapor de agua a diferentes presiones, creándose así un
acido más fuerte.
Una manera de predecir la corrosividad de un gas está basada en la presión del
dióxido de carbono, que se calcula como sigue:
𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑃𝑎𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙 𝐶𝑂2 =𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑥 %𝐶𝑂2
100
En forma general si el valor de la presión parcial está por encima de 30, la
corriente del fluido producida por el pozo es corrosiva, de 7 a 30 es
moderadamente corrosiva y de 0 a 7 no es corrosiva.
Este principio no es siempre aplicable cuando hay presencia de agua salada, ya
que las salas disueltas causan tasas de corrosión que se incrementan
considerablemente.
65
pH.
Temperatura.
Dimensión del sistema.
Régimen de flujo.
Relación volumétrica entre fases.
Velocidad de los flujos.
Presión.
Características físico químicas del medio.
Material expuesto.
Presencia de sólidos en fluido.
Las reacciones a través de las cuales se produce la corrosión por CO2 es:
2CO2 + 2 H2O ------→ 2 H2CO3 (ácido)
←-------
Fe + 2H2CO3 ------→ Fe++ + 2HCO3 + H2
Fe2+ + 2HCO3 ------→ FeCO3 + H2O + CO2
Existen varios tipos (24) de corrosión del acero al carbono por CO2, clasificadas de
acuerdo al rango de temperatura en el cual se presenta el medio corrosivo. Estos
son:
2.7.6 Corrosión por H2S en acero al carbono
El gas H2S disuelto en agua, normalmente, en pequeñas cantidades, puede crear
un ambiente sumamente corrosivo. Este tipo de ataque puede ser identificado
dada la formación de una capa negra de sulfuro de hierro sobre la superficie
metálica, la cual es conocida como corrosión general por H2S.
Además de la corrosión general, se pueden presentar otros dos tipos de corrosión
por H2S. Estos son:
Corrosión bajo tensión en presencia de sulfuro (SSCC).
Agrietamiento inducido por hidrogeno (HIC)
En estos tipos de corrosión, el hidrogeno desprendido de la reacción catódica se
desplaza dentro del metal y se aloja en las imperfecciones que éste puede tener,
bien sea, desde su proceso de fabricación o por alguna deformación producida en
el momento de instalación del equipo. Estos tipos de corrosión sólo se diferencian
en que una se produce bajo tensión (SSCC) y la otra sin tensión (HIC).
66
Los iones hidrogeno al unirse a llegan a formar, dentro del material, hidrogeno
molecular; el cual influirá sobre la imperfección interna, produciendo un
agrietamiento de ésta hasta que el material se ampolla o se agrieta, aún sin la
presencia de tensiones externas sobre él. Este efecto guarda relación con la
presión parcial del H2S.
El equivalente debido a corrosión por sulfuro bajo esfuerzo (SSCC) ocurre cuando
el ambiente contiene H2S y agua en concentraciones más altas que ciertos
niveles, además que el pH del agua sea ácido y que la estructura esté sometida a
esfuerzos cercanos al punto de cedencia.
La relación que gobierna la corrosión del acero al carbono por H2S es la siguiente:
Fe ----------→ Fe2 + 2e
H2S ----------→ 2H+ + S
Fe + H2S + H2O ----------→ FeS + 2H2
En la norma NACE, MR 175-91 denominada Resistencia a SSC de materiales
metálicos para equipos de la industria del petróleo, se encuentran varias figuras
que son una ayuda practica para establecer si se presentan problemas de este
tipo, figura 40 y 41 de este manual.
2.7.6.1 Control de SSC
1. Usar materiales y procesos descritos en la referencia 34.
2. Controlar el ambiente.
3. Aislar los componentes de ambientes ácidos.
Los materiales que se incluyen en la norma MR 0175-91 son resistentes a SSC
pero no inmunes a SSC.
2.7.6.2 Requisitos de pureza del metal
Todos los aceros al carbono y de bajo contenido de carbón son aceptables si tiene
un máximo de 22 HRC y si tienen:
1. <1% Ni
67
2. El material tiene que estar relajado de esfuerzos si ha recibido alguna
deformación en frio o cualquier proceso de manufactura que resulte en una
deformación de más de 5% de las fibras externas. El proceso de
relajamiento térmico tiene que ser bajo las normas de código ASME,
sección VIII, división 1 con la temperatura mínima de 1100°F (515°C)
3. Siguen la sección 5 de la norma.
4. Se usan en una de las siguientes condiciones de tratamiento térmico:
Acero laminado en caliente (Hot-Rolled)
Acero laminado (Annealed)
Normalizado
Normalizado y templado
Normalizado, austenizado, revenido.
Austenizado, revenido y templado.
2.7.6.3 Manejo del material
El manejo impropio de los materiales puede causar que los que sean resistentes
a SSC, se conviertan en materiales susceptibles.
68
Unidad
3
Inhibidores de Corrosión
69
3. UNIDAD. INHIBIDORES DE CORROSIÓN
3.1 INTRODUCCIÓN
Diariamente en los campos petroleros se utilizan diferentes químicas con el fin de
minimizar o eliminar los efectos de corrosión. Para ello es necesario realizar
procesos de selección de químicas y evaluar las dosis correspondientes, según
sea el caso. Esto se hace con el fin de optimar su efecto en la producción de los
campos. En esta unidad se analizan los inhibidores de corrosión que se emplean
en la industria del Petróleo, Gas y Petroquímica.
3.2 INHIBIDORES DE CORROSIÓN EN LA INDUSTRIA PETROLERA.
3.2.1 Introducción
En este tema se clasifican los diferentes tipos de inhibidores que se utilizan en la
industria Petrolera, Química y Gas, y se analiza la aplicabilidad de cada uno de
ellos, según del tipo Anódico, Catódico o mezcla de ellos. También se estudian los
métodos de tratamiento ya sean continuos o por tapones y su metodología de
transporte, tomando en cuenta su solubilidad ya sea en petróleo o en agua.
3.2.2 Inhibidores de corrosión
En la industria petrolera, uno de los mecanismos más utilizados para combatir la
corrosión es el uso de inhibidores de corrosión. Estos son aditivos químicos que
se añaden al flujo, y dependiendo del tipo tienen las siguientes propiedades:
1. Formar por adsorción una película en la superficie de la tubería.
2. Inducir la formación de productos de corrosión gruesos y protectores.
3. Cambiar las características del medio para formar precipitados protectores
o remover o inactivar el constituyente corrosivo.
Los inhibidores se clasifican en:
1. Anódicos
2. Catódicos
3. Mezcla de 1 y 2
70
3.2.2.1 Inhibidores Anódicos
Hidróxidos, cromatos, fosfatos, silicona y carbonatos, mantienen una película que
se forma primordialmente en las áreas anódicas del metal, y por ende reduce la
velocidad de corrosión.
Este tipo de inhibidores puede ser peligroso (35) ya que la reducción del área
anódica, resulta en el incremento de la densidad de la densidad de corriente en las
zonas anódicas que no están cubiertas de inhibidor produciendo una mayor
penetración de la corrosión. Este es un caso de áreas desfavorable.
3.2.2.2 Inhibidores catódicos
Al contrario que los anódicos, éstos se congregaron en el cátodo. De esta forma,
si existen zonas catódicas sin ser cubiertas por el inhibidor, todavía estaríamos en
una condición de áreas favorables.
Á𝑅𝐸𝐴 𝐴𝑁𝑂𝐷𝑂
Á𝑅𝐸𝐴 𝐶𝐴𝑇𝑂𝐷𝑂≫ 1
Y la velocidad de corrosión sería baja y controlada por el número de reacciones
posibles en el cátodo.
Según su forma de transporte, los inhibidores pueden ser:
Solubles en petróleo.
Solubles en petróleo – dispersables en agua.
Solubles en agua.
Solubles en agua – dispersables en petróleo
Los métodos de tratamientos de inhibidores más comúnmente utilizados son:
Tratamiento por tapones (Batch)
Tratamiento continúo.
71
3.2.2.3 Tratamiento tipo Batch
Se inyecta en el pozo una cantidad de inhibidor suficiente como para llenar la
tubería de producción y se deja por un corto periodo, durante el cual se forma la
película protectora.
La vida útil de la película formada tiene que ser mayor o igual al tiempo
transcurrido entre cada tratamiento.
Dependiendo de las condiciones de cada pozo la frecuencia de tratamiento puede
ser mayor o menor.
Por ejemplo, en pozos que produzcan a tasas muy altas, necesitan más frecuencia
de tratamiento que para los que produzcan a bajas tasas.
3.2.2.4 Tratamiento continúo
Como lo sugiere su nombre, volúmenes continuos de inhibidores se inyectan en la
tubería, reponiendo continuamente la película protectora.
La eficiencia de los inhibidores es afectada por varias condiciones del medio
ambiente y de los materiales. Las condiciones más comunes del medio son
temperatura y velocidad de flujo:
A mayor temperatura menor la efectividad del inhibidor. Los efectos de
temperatura en los inhibidores, usualmente se determinan después de evaluar el
medio corrosivo y efectuar las pruebas correspondientes. El factor temperatura
debe ser considerado en el diseño para seleccionar el inhibidor aprobado.
72
Unidad
4
Detección y Medición de la Corrosión
73
4. UNIDAD. DETECCIÓN Y MEDICIÓN DE LA CORROSIÓN
4.1 INTRODUCCIÓN
Es importante reconocer que si el ambiente corrosivo se identifica de una manera
adecuada se le puede prevenir o reducir. Para ello los procesos de detección y
medición de la corrosión deben ser implementados de una manera continua y bien
gerenciados. En esta unida se analizan métodos de detección y medición de
corrosión, así como también se estudia el impacto que ello puede tener en la
productividad de la Industria Petrolera, Petroquímica y Gas.
4.2 CONSIDERACIONES GENERALES
4.2.1 Introducción
En este tema se analiza la metodología para identificar las fuentes potenciales de
corrosión y las pruebas que deben realizarse para tal fin. También se incluye la
metodología que se debe seguir para medir la tasa de corrosión y el registro de
espesores de equipos. Finalmente, se aborda un breve estudio del control de la
corrosión.
4.3 DETECCIÓN Y MEDICIÓN DE LA CORROSIÓN
La corrosión puede ser prevenir o reducida si un ambiente corrosivo es
reconocido. La detección a tiempo de corrosión activa permitirá la iniciación de
medidas de control y usualmente se evitaran serios daños.
¿Cómo puede ser identificada una corrosión activa antes de que una falla
catastrófica o daños irreparables ocurran?
Busquemos los factores que incrementan las tasas. Si cualquiera de estos
factores se presenta, se mide la tasa de corrosión. Si la perdida de metal es
insignificantemente, puede ser más económico permitir que la corrosión continúe,
que combatirla.
74
4.3.1 Identificación de las fuentes potenciales de corrosión
El primer paso en el control es la identificación de los factores que causan la
corrosión. Inspecciones visuales pueden ser adecuadas. Pruebas químicas,
bacteriológicas o electroquímicas son hechas, usualmente, para verificar
conclusiones. Existen muchos factores que contribuyen a la corrosión:
1. El agua debe estar antes de que pueda iniciarse la corrosión. El agua
puede ser de campo petrolero, agua rociada, vapor o condensación.
2. Gases ácidos, sulfato de hidrogeno y dióxido de carbono, en pozos de gas
o petróleo, forman ácidos cuando se disuelven en agua. También puede ser
generado sulfuro de hidrogeno por la bacteria sulfato – reductora en aguas
que contienen sulfatos disueltos.
3. Aire (oxigeno) entra a los sistemas de los campos petroleros por la
respiración de los recipientes, a través del ángulo entre el revestidor y la
tubería, desde las grietas de las empacaduras de bombas y válvulas, desde
cubiertas de gas defectuosas, y otras fuentes. Pequeñas cantidades de gas
pueden causar severas picaduras.
4. Metales diferentes en contacto físico pueden causar corrosión galvánica.
Algunos casos comunes son válvulas de latón en líneas de acero, barras de
latón pulidas e impulsos de bronce en una bomba con carcaza de acero.
5. Altas velocidades de fluido o turbulencia pueden remover la película
protectora. Esto puede ser un problema en pozos de gas de alta capacidad,
bombas centrifugas de alta velocidad, válvulas reductoras, estranguladores
e intercambiadores de calor.
6. La concentración de celdas corrosivas ocurre en muchas situaciones –
líneas de distribución: corrosión externa de líneas que cruzan campos
cultivados, salmueras y áreas sucias, lechos arcillosos y carreteras.
7. Corrosión interna de líneas que manejan fluidos con productos
considerablemente corrosivos u otros sólidos suspendidos, pierden la capa
protectora.
8. Revestimiento de pozos: corrosivos externa causada por aislamiento
eléctrico defectuoso entre el cabezal del pozo y la línea de flujo o
acumulación de gas en la línea. Pozos de petróleo con grietas en el
revestimiento conocidas, deberían ser revisadas por corrosión externa.
9. Corrosión interna: causada frecuentemente por la “aspiración” de aire si la
tubería está abierta a la atmósfera.
10. Recipientes: La corrosión externa de tanques se presenta en fundiciones
ácidas, líneas de desgaste enterradas bajo los tanques se presenta en
fundiciones ácidas, líneas de desgaste enterradas bajo los tanques y
hendiduras donde la humedad puede almacenarse entre el tanque y los
soportes.
75
4.3.2 Pruebas para condiciones corrosivas
4.3.2.1 Pruebas químicas
El tipo y la cantidad de gases ácidos u oxigeno disuelto en agua o en corriente
de gas, zonas de vapor, y cubiertas de gas pueden ser determinado con
pruebas químicas que proveen un indicio del tipo y la severidad de la corrosión.
Una capa, como ácido de hierro, formada por corrosión puede ser analizada
químicamente. La composición usualmente indicara la posible causa.
4.3.2.2 Pruebas por bacterias
La mayoría de las aguas en los campos petroleros contienen bacterias, bien
sean aeróbicos o anaeróbicas. Los sulfatos reductores son l principal causa de
corrosión relacionada con bacterias en las operaciones de los campos
petroleros. Si repentinamente aparece sulfuro del hierro negro en el agua, o se
detecta un olor a “huevo podrido”, hay que hacer la prueba para la bacteria
sulfato reductora.
4.3.2.3 Pruebas electroquímicas
Son usadas para chequear las líneas superficiales, revestimientos de pozos u
otras estructuras de acero enterradas.
4.3.2.4 Pruebas para líneas de distribución
Los suelos contienen humedad y conducirán electricidad. Celdas corrosivas se
desarrollaran a lo largo de la línea de distribución y la pérdida de metal ocurre
como un flujo de corriente desde las áreas anódicas hacia las catódicas. La
baja resistencia eléctrica del suelo, como en áreas contaminadas con agua
salada, permitirá una rápida corrosión.
Las resistividades de los suelos pueden ser medidas a lo largo de rutas
propuestas para localizar áreas de baja resistividad y alta corrosividad en el
76
suelo. La línea puede ser entonces protegida o ubicada en las áreas menos
corrosivas. Tuberías plásticas pueden ser más económicas en zonas muy
corrosivas.
La tendencia a corroerse de secciones de tuberías de acero, en contacto con
el subsuelo, puede predecirse con el uso de un voltímetro y un electrodo
cobre-sulfato de cobre. La tubería de acero es acoplada al cobre-sulfato de
cobre. La tubería de acero es acoplada al cobre, a través de un voltímetro,
siendo el agua contenida en el suelo el electrolito. El contenedor grabará el
flujo de corriente de corrosión y un voltaje. Las secciones corrosivas o “puntos
calientes” pueden ser localizados a través de esta prueba en las líneas
existentes, cubiertas o descubiertas.
4.3.2.5 Pruebas de corrientes en revestimientos de pozos
Las resistividades de los suelos pueden ser medidas a lo largo de rutas
propuestas para localizar áreas de baja resistividad y alta corrosividad en el
suelo. La línea puede ser entonces protegida o ubicada en las áreas menos
corrosivas. Tuberías plásticas pueden ser más económicas en zonas muy
corrosivas.
La tendencia a corroerse de secciones de tuberías de acero, en contacto con
el subsuelo, puede predecirse con el uso de un voltímetro y un electrodo
cobre-sulfato de cobre. La tubería de acero es acoplada al cobre, a través de
un voltímetro, siendo el agua contenida en el suelo el electrolito. El contenedor
grabará el flujo de corriente de corrosión y un voltaje. Las secciones corrosivas
o “puntos calientes” pueden ser localizados a través de esta prueba en las
líneas existentes, cubiertas o descubiertas.
4.3.2.6 Pruebas de flujo de corrientes en revestimientos de pozos
La corriente eléctrica fluyendo en el revestimiento puede ser: corriente por
corrosión o corriente proveniente de un sistema de protección catódica.
Cualquiera sea el origen de la corriente, un voltaje se producirá a lo largo de
todo el exterior del revestimiento, debido al flujo de corriente y la resistencia de
la tubería. Si el revestidor es uniforme, la resistencia R es constante y el
voltaje es proporcional al flujo de corriente.
77
4.3.3 Medición de la tasa de corrosión
Si se encuentran factores favorables para la corrosión, el siguiente paso es
determinar las tasas de corrosión. Las mediciones son hechas usualmente sobre
un tiempo largo porque pruebas sencillas no proporcionan valores absolutos de
daños.
Una comparación de varias pruebas proporcionan una apreciación más precisa de
la tasa de corrosión. Con esta información una decisión puede ser tomada, acerca
de si el control de la corrosión puede ser justificado económicamente.
Se utilizan comúnmente 4 técnicas para evaluar la corrosión activa: inspección,
pruebas de tasa de corrosión, pruebas de tasa química e historia de ejecución de
equipos. Una técnica específica puede ser más conveniente, dependiendo de la
corrosión, el equipo involucrado, y las condiciones de operación.
Frecuentemente una combinación de técnicas proporcionará la información más
completa. Los siguientes son los principales medios para determinar la tasa de
corrosión.
4.3.3.1 Inspección visual
Equipos fuera de servicio pueden ser inspeccionados para determinar daños de
corrosión. Todo el equilibrio puede ser examinado mejor que las superficies
locales, el cual es el caso de la mayoría de las otras técnicas. Buenos registros y
descripciones son esenciales para futuras referencias y comparaciones.
4.3.3.2 Inspecciones por calipers
Sirven para inspeccionar la superficie interna de tuberías o revestimientos.
Sensores mecánicos hacen contacto con la superficie interna del metal y detectan
las perdidas del mismo, debidas al agrietamiento, adelgazamiento del metal o
desgastes de la barra. Se obtienen mejores datos con instrumentos registradores.
Estos permiten determinar sobre cualquier punto la existencia de grietas,
reducciones del metal en general, áreas combinadas, nudos, etc.
Cuando las herramientas corren a través de tuberías revestidas internamente, es
necesario tomar algunas precauciones con algunos tipos de calipers, para evitar
78
dañar el revestimiento. La inspección calibrada es el método más complejo y se
utiliza periódicamente para determinar el avance de grietas o áreas de pérdida de
metal.
Inspecciones periódicas son convenientes para determinar la efectividad del
tratamiento de inhibición de corrosión.
4.3.3.3 Registro de espesor de revestimiento
La herramienta de inspección de revestimiento registra el cambio de fase en el
campo magnético entre una bobina excitadora y una bobina receptora, cuando la
herramienta es bajada o subida sobre un cable eléctrico en el tubo de
revestimiento, mide el espesor total del metal en cualquier punto del tubo.
Si la pérdida de metal en el interior del tubo ha sido medida con un calibre interno,
entonces se puede calcular la perdida de metal en el exterior a partir de los datos
de espesor de tubería registrados.
Pruebas no destructivas.
Medios ultrasónicos o radioactivos son utilizados para medir el espesor de pared y
detectar grietas pequeñas. Estas pruebas pueden realizarse con equipos “en
corriente”.
El audio medidor y “penetrón” miden el espesor de paredes de tuberías y tanques
cuyo acceso es por un solo lado. El audio medidor mide el sonido que viaja en el
tiempo a través del metal.
El “penetrón” mide la intensidad de los rayos gamma disipados por metal.
Evaluación de tasa de pérdida de metal con el uso de cupos.
Las pruebas de pérdidas de peso son las más comunes de todas las pruebas de
medición de tasa. Una pequeña cinta metálica, usualmente acero de bajo
contenido de carbono, es expuesta en el fluido del sistema donde la corrosión
puede ser activa. La cinta es dejada por un periodo definido de tiempo y luego
removida, limpiada y luego pasada para determinar la cantidad de metal perdido.
79
La pedida de peso, el área del cupón y el tiempo de exposición son usados para
calcular la tasa de corrosión, la cual es suministrada en milésimas de pulgadas por
año (M.P.A.) de pérdida de metal. La aparición y presencia de agrietamiento
debería ser incluida en el informe de corrosión de las probetas.
Las probetas de corrosión son tiras de acero suave, con aproximadamente 1/16
pulg de espesor x 6 pulg ó ¾ pulg x 4 pulg, con un hoyo en un extremo de manera
que puedan ser montados sobre una barra aislante (plástica) e insertada en una
línea de tubería o un tanque, mediante un elemento roscado. Se pueden hacer
arreglos como se muestra en la figura 39 para insertar los cupones en tubo o
recipiente bajo presiones moderadas, a través de la válvula.
El elemento mostrado en la figura 43 puede ser usado también para instalar un
medidor de presión, termómetro, o para tomar muestras del fluido en la línea.
Los cupones deben ser cuidadosamente pesados antes de ser expuestos. No
debe haber corrosión del cupón mientras éste es almacenado o siendo
transportado hacia y desde el lugar de prueba. El cupón no corroído debe estar
libre de grasas y aceites, ya que esto no permitiría una corrosión adecuada al ser
expuesto. Una vez expuesto, al cupón se le deben limpiar todos los productos de
la corrosión, sin ningún ataque al metal. Los cupones son entonces pesados y la
tasa de corrosión es calculada.
Todos los factores que afectan tasa de corrosión deberían ser constantes durante
el tiempo de exposición. Como la tasa de corrosión de cada cupón sobre un
tiempo especifico, raramente coincide con la tasa sobre otro intervalo similar en el
mismo sitio, dos cupones deberían ser expuestos en cada punto.
La determinación de tasa de corrosión mediante cupones puede ser económica, si
el número de cupones usados en un sistema es grande y se dispone de personal
para procesar dichos cupones.
Algunos proveedores de inhibidores suministran cupones, entonces los limpian y
pesan después de su exposición. Las principales desventajas de los cupones.
1. El tiempo requerido para obtener resultados y
2. La corrosión es mostrada solo en el punto de instalación.
80
Figura No. 43. Tubería para instalar cupón de prueba de corrosión
El metal del cupón por lo general no es idéntico al metal en la tubería, por esta
razón la tasa de corrosión del cupón no puede ser idéntico al metal en la tubería,
por esta razón la tasa de corrosión del cupón no puede ser idéntica a la tubería.
Por lo tanto, si la corrosión es insignificante en el cupón colocado cerca del centro
de la tubería y a menudo cerca de la corrosión de la tubería puede ser también y a
menudo cerca de la corrosión de la tubería puede ser también insignificante. De
igual manera, si la inyección de un inhibidor reduce la tasa de corrosión de la
tubería puede ser también insignificante. De igual manera, si la inyección de un
inhibidor reduce la tasa de corrosión del cupón a un valor insignificante, iguales
resultados pueden ser esperados en el recipiente o tubería. La deposición de
productos de la corrosión a veces causa tasas de corrosión que disminuyen con el
tiempo.
Una tasa de corrosión de pocos MPY puede ser grave si el tipo de corrosión que
ocurre es por agrietamiento, mientras que un alto valor de MYP puede ser
insignificante y lo que se presenta es una pérdida de metal en un tipo de área
general.
81
Niples de prueba de tuberías con metal idéntico al de la línea que es chequeada
por corrosión, son instalados directamente en la línea o en un bypass. Los niples
deben ser limpiados y pesados antes y después del intervalo de prueba,
usualmente de 3 meses a 1 año, para determinar la perdida de metal.
El corrosómetro mide la resistencia eléctrica y es una adaptación del puente de
Weatstone. Este puente consiste de cuando resistencias, con dos de ellas en la
sonda y las otras dos en la capa del instrumento. Una de las resistencias de
sondeo, una pequeña tira, alambre, o tubo de acero u otro metal, es expuesto al
ambiente corrosivo; el cambio de la resistencia con la corrosión provee una
medida precisa de la tasa de corrosión.
Elementos de sondeo pueden ser obtenidos en varios tamaños y espesores.
Tomando dos lecturas del instrumento y aplicando las características correcciones
para la sonda particular, la tasa de corrosión puede ser determinada cerca de la
millonésima de pulgadas (1x106 pulg). La tasa de corrosión también puede ser
expresada en milésimas de pulgada por año u otras unidades convenientes. Como
un ejemplo extremo, con un fino elemento de sondeo (4mm), una tasa de
corrosión moderada puede ser medida con buena precisión en una hora una
sonda menos sensible y más rugosa y un tiempo más largo es usualmente
preferido.
El corrosómetro mide aproximadamente 6 pulg x 8 pulg x 16 pulg. Es conectado a
través de un cable a una sonda instalada en una tubería o recipiente a través de
un elemento roscado.
Cualquier número de sondas puede ser instalado en varios sitios. Todas las
sondas pueden ser observadas a un intervalo de tiempo conveniente con un
instrumento puede ser alimentado con una fuente de 110 A.C. o con baterías
internas.
El corrosómetro reduce apreciablemente el tiempo total requerido para obtener
resultados veraces. Por ejemplo, si un tratamiento inhibidor de corrosión va a ser
evaluado, varias sondas pueden ser instaladas en diferentes sitios del sistema y
ser observados hasta que cada una muestre, en definitiva, una línea recta de tasa
de corrosión.
Entonces, sin mover o cambiar ninguna de las sondas, la inyección del inhibidor es
iniciada. Continuas medidas de la tasa de corrosión en cada sonda mostrarán el
tiempo requerido por del inhibidor para penetrar cada sonda y la efectividad del
mismo en cada sitio en porcentaje de reducción de corrosión. La inyección del
82
inhibidor puede ser de detenida entonces y se puede observar la persistencia de
éste en cada punto.
El efecto de otros procesos operantes en la tasa de corrosión pueda ser evaluado
de manera similar. Serian necesarios varios meses para obtener tal información
con los cupos.
Las desventajas del corrosómetro son:
1. Es muy costoso.
2. Es un instrumento sensible y delicado, cuya reparación no es fácil.
3. Operadores inexpertos pueden tener dificultades en la operación del
instrumento.
4. Este método está limitado usualmente a la medición de corrosión uniforme,
dado que no es muy satisfactorio para la medición de corrosión por
picaduras. También pueden obtenerse resultados engañosos si se forman
depósitos en la sonda.
Métodos electroquímicos (contador de tasa de corrosión)
El contador de tasa de corrosión mide tanto la corriente como la tasa de
corrosión, ya que la pérdida de metal es directamente proporcional al flujo de
corriente desde el electrodo de prueba. Con el contador de tasa de corriente,
una corriente externa es aplicada desde el electrodo de prueba. Con el
contador de corrosión, una corriente externa es aplicada desde el electrodo de
prueba para cambiar un potencial cerca de 10mw. La corriente aplicada está
relacionada con la tasa de corrosión y perdida de metal.
Ciertos diseños de este instrumento pueden registrar datos para múltiples
puntos de prueba sobre una base continua. Este es muy apropiado para
estudiar los cambios a lo largo de un sistema que son causados por
introducción de medidas de oxigeno, inhibidores, gotas de aire, u otros
cambios.
Las sondas de prueba deben ser sumergidas en líquidos y un cuidadoso
posicionamiento de dichas sondas debe ser realizado en una corriente que
fluye para evitar interferencia en un electrodo por el otro. El cortocircuito de los
electrodos con los productos de la corrosión o sólidos debe ser evitado.
83
Prueba química para la tasa de corrosión.
La medición de hierro disuelto en una corriente de agua producida puede
indicar una tasa de pérdida de metal, los productos de la corrosión deben ser
solubles en el agua. Por esta razón la prueba es aplicable principalmente a
corrosión por CO2, en la cual el bicarbonato ferroso [Fe(HCO3)2], soluble en el
agua, es el producto de la corrosión. Este tipo de corrosión está usualmente
asociada con el pozos de gas y pozos que producen crudos ligeros. Productos
de la corrosión, tales como: sulfuro de hierro y óxido de hierro son insolubles
en el agua y no pueden ser usados con confiabilidad para evaluar la tasa de
corrosión.
4.3.4 Control de la corrosión
Es imposible detener completamente la corrosión. Esta puede ser permitida en
algunas ocasiones a una tasa aceptable, si las pérdidas económicas proyectadas
por concepto de corrosión son menores que el costo de control de corrosión.
El grado de control de la corrosión está influenciado por los aspectos de
seguridad, regulaciones gubernamentales y consideraciones ambientales. Existe
una variedad de métodos para minimizar la corrosión en las operaciones de los
campos petroleros, incluyendo: selección de materiales, diseño, inhibidores,
revestimiento, remoción de gases corrosivos y protección catódica.
Aquí podemos observar algunas de las propiedades que determinan la selección
apropiada de un material estructural. Aunque la selección inicial nos dirija hacia la
resistencia a la corrosión, la elección final depende de otras propiedades
diferentes de dicha resistencia.
84
El costo y la resistencia a la corrosión son muy importantes en la mayoría de la
aplicación a la ingeniería, que requieren mucha resistencia química. Sin embargo,
para aplicaciones arquitectónicas, la apariencia es la propiedad más importante.
La fabricabilidad, que incluye la facilidad de trabajo, soldabilidad, etc., deben ser
consideradas. En aplicaciones de ingeniería estructural, el comportamiento
mecánico o resistencia es muy importante, aún en el caso de que el material haya
sido elegido por su resistencia a la corrosión.
85
Unidad
5
Selección de Materiales para reducir la tasa de corrosión.
86
5. UNIDAD. SELECCIÓN DE MATERIALES PARA REDUCIR LA TASA DE
CORROSIÓN.
5.1 INTRODUCCIÓN
Hoy en día para el diseño y construcción de tubería y equipos en la Industria
Petrolera, es de suma importancia la selección apropiada de los materiales.
Usualmente los materiales se seleccionan basados en su resistencia mecánica;
sin embargo, es fundamental seleccionar materiales que sean resistentes a la
corrosión. En muchas ocasiones los
5.2 SELECCIÓN DE MATERIALES PARA REDUCIR LA TASA DE
CORROSIÓN
5.2.1 Introducción
En este se analizaran las aleaciones de acero al carbón que suelen ser las más
utilizadas en la fabricación de tuberías y equipos para la industria petrolera. Sin
embargo, existen otras aleaciones importantes para la industria como las
aleaciones de: Níquel, Aluminio, Cobre, Plomo, Zinc y Estaño, las cuales se
abordan, brevemente, en este tema. Finalmente se estudia la importancia de otros
materiales no metálicos de amplio uso en la industria petrolera, petroquímica y
gas, tales como son: Plástico, Cemento-Asbesto, Cerámica y Concreto.
5.2.2 Metales y aleaciones
Las aleaciones de acero al carbono son las más comúnmente usadas en las
operaciones de campos petroleros, dado su bajo costo, facilidad de fabricación y
resistencia. Sin embargo, existen numerosas aplicaciones en las que el método
más sencillo para prevenir la corrosión es seleccionar la aleación más adecuada
para un servicio corrosivo en particular. Algunas de las combinaciones de metales
que proporcionan buena resistencia a la corrosión son:
1. Aceros inoxidables
2. Aleaciones de Níquel
87
3. Aleaciones de Aluminio
4. Aleaciones de Cobre
5. Aleaciones de Plomo
6. Aleaciones de Cinc
7. Aleaciones de Estaño
8. Aleaciones de Titanio
Aceros inoxidables
Martensíticos: pueden ser endurecidos por tratamiento, térmico y su resistencia a
la corrosión es usualmente menor que la de los ferríticos y austeníticos. Se utilizan
cuando se requiere moderada resistencia a la corrosión y alta resistencia
mecánica y/o alta dureza. Se aumenta su resistencia pero se disminuye su
ductilidad.
Los aceros inoxidables martensíticos son básicamente aleación de hierro-cromo
que contienen de 11,5 a 18% de Cr y 0,15 a 1.2% C. Si los aceros que contienen
las cantidades de Cr y C que deben ser, se calientan hasta la región gamma y se
enfrían rápidamente la austenita se transforma en martensita; estos aceros son
magnéticos.
Ferríticos: no son endurecidos por tratamiento térmico. Poseen buena resistencia
al calor y resistencia al ataque de gases de azufre. Su resistencia a altas
temperaturas está limitada.
Aceros inoxidables: de aleaciones Cr-C cuya composición sea tal que esté por
fuera de la sección gamma a cualquier temperatura, serán ferríticos. Aceros con
16% Cr o más, con bajo contenido de C no pueden ser tratados térmicamente y
siempre son magnéticos.
Austeníticos: no magnéticos y no endurecidos por tratamiento térmico. El
elemento formado de austenita es el níquel. Presenta la mejor resistencia a la
corrosión, el calor y la oxidación, de todos los grupos, pudiendo ser incrementado
con los contenidos de Cromo y Níquel.
Endurecidos por envejecimiento: Son endurecidos por tratamiento de precipitación
(solución, temple y calentamiento posterior). Su resistencia a la corrosión es
menor que la de los austeníticos en ambientes severos.
88
Aleaciones de níquel
Muchas aleaciones resistentes a la corrosión están basadas en el níquel como
elemento base y la resistencia aumenta a medida que aumenta el contenido de
níquel.
El aumento por encima de un 10% incrementa la resistencia a la corrosión por
esfuerzos (SCC), por ejemplo: Inconel. El níquel generalmente tiene buena
resistencia a soluciones neutras y un poco ácidas. Se utiliza mucho en la industria
de alimentos.
Sus aleaciones son poco resistentes a soluciones fuertemente oxidantes como
NHO3. Sufren ataques y fragilización en presencia de gases sulfurosos a altas
temperaturas, pero en ausencia de estos aumenta la resistencia. Ejemplo de una
aleación: Monel (66Ni-33Cu), Chiorimet 3 y Hasteloy son dos aleaciones
comerciales resistentes desde el punto de vista de la corrosión.
Aleaciones de aluminio
El aluminio es un metal muy activo que desarrolla una capa de óxido muy
adherente, que proporciona buena resistencia a la corrosión en muchos
ambientes. Presentan también buena resistencia mecánica y a se usan con
propósitos estructurales.
Además presenta buena conductividad térmica y eléctrica, y alta relación
resistencia/peso. Pierden su resistencia mecánica al ser expuestas a temperaturas
superiores a 350°F, pero posee buena resistencia a temperaturas muy bajas
(Criogénicas).
Aleaciones de cobre
El cobre combina su alta resistencia a la corrosión con una alta conductividad
térmica y eléctrica, maleabilidad, maquinabilidad y resistencia mecánica. Como es
metal noble, no
Aleaciones de plomo
Este metal forma películas protectoras de varios productos de corrosión: Sulfatos,
óxidos y fosfatos. Muy poco resistentes a la erosión-corrosión por su maleabilidad.
89
Son resistentes al H2SO4, al ácido crómico, fluorhídrico, fosfórico, soluciones
neutras, agua de mar y suelos. Es atacado por el ácido acético y no se usa en
ácido clorhídrico, acido nítrico y ácido orgánicos.
Aleaciones de cinc
El cinc es un metal con baja resistencia a la corrosión, pero se utiliza como ánodo
sacrificio en la protección catódica del acero al carbono. Sus aleaciones son de
bajo punto de fusión y tiene aplicaciones limitadas.
Aleaciones de estaño
El estaño se utiliza como revestimiento de otros metales por su resistencia a la
corrosión. Es fácil de trabajar y soldar. Sirve como base para revestimientos
orgánicos, no es toxico y posee buena apariencia. Es casi en ausencia de
oxidantes.
Aleaciones de titanio
El titanio posee alta relación resistencia/peso y sirve como elemento estabilizador
en los aceros inoxidables para evitar la corrosión intergranular.
No metales
La mayoría de los metales tienen menos resistencia mecánica que el acero y
pueden tener serias limitaciones de temperatura. En las operaciones de campo
petroleros se utilizan con frecuencia plásticos, cemento-asbesto, cerámica y
cemento.
La tubería de plástico está siendo usada extensamente; particularmente la tubería
de fibra de vidrio reforzada con resina “Epoxy”. Este tipo de tubería ha
reemplazado la PVC, dado que mejora la resistencia mecánica y permite su uso a
altas temperaturas.
La tubería de cemento-asbesto, como su nombre lo indica, es una mezcla de
cemento y asbesto, con gran resistencia a la corrosión producida por todas las
90
aguas de campos petroleros: dulces, ácidas y aireadas. La presión máxima de
trabajo es de 200 lpc y la máxima temperatura promedio es de 700°F. Esta tubería
es quebradiza por lo que su manejo se debe realizar con mucho cuidado.
La cerámica es usada principalmente en bombas de desplazamiento positivo
sumergidas. Este material resiste la acción corrosiva de todo tipo de agua
presente en las operaciones de producción. Es quebradizo, débil tensión y sujeto a
choques térmicos.
El concreto resiste la corrosión de todos los tipos de agua producida. Su principal
aplicación ha sido en sumideros, estanques de almacenamiento, sistemas de
drenajes de plantas, tuberías de cemento y reparación de fondos de tanques, los
cuales son atacados por ácidos.
91
Unidad
6
Protección catódica y revestimiento. Control de corrosión mediante el diseño apropiado.
92
6. UNIDAD. PROTECCIÓN CATÓDICA Y REVESTIMIENTO. CONTROL
DE CORROSIÓN MEDIANTE EL DISEÑO APROPIADO
6.1 INTRODUCCIÓN
Dos de los métodos más utilizados para prevenir la corrosión consisten en la
protección catódica y el uso de revestimientos. En algunos casos se utilizan
ambos para proteger el mismo equipo. En esta unidad se estudia, de una manera
breve, los métodos de protección catódica y de revestimiento. Tomando en cuenta
la importancia de ellos, se agrega a este modulo una información detallada
relacionada con éstos. Finalmente, en esta unidad se analiza una metodología de
control de corrosión mediante el diseño apropiado, la cual debe revisarse con
detenimiento por su impacto en el diseño y construcción de equipos.
6.2 SELECCIÓN DE PROTECCIÓN CATÓDICA Y REVESTIMIENTO.
6.2.1 Introducción
En este tema se revisan de una manera breve el método de protección catódica
mediante corriente impresa y corriente galvánica. También se estudian diferentes
tipos de revestimiento y sus aplicaciones. Una información más detallada de estos
métodos se suministra en la sección de anexos.
6.2.2 Protección catódica
6.2.2.1 Métodos utilizados para protección catódica
La protección catódica requiere de una corriente continua, la cual puede ser
generada por ánodos galvánicos (corriente galvánica) o por cualquier fuente
generadora de corriente continua. De acuerdo a la forma de generar la corriente,
podemos clasificar los métodos utilizados para proporcionar protección catódica,
Estos son:
93
Por corriente impresa
Utilizado ánodo que son energizados por una fuente externa de corriente directa,
que se inyecta a la estructura a proteger. Figura No. 49.
Por corriente galvánica
Utilizando ánodos autogeneración de corriente o ánodos de sacrificio. En este
caso basta utilizar un metal que sea más electronegativo que la estructura que se
quiere proteger. Figura no. 50.
En la protección de pozos de petróleo, el métodos más utilizado es el de corriente
impresa, dado que su capacidad de desarrollar voltajes y corrientes más altos, le
permiten proteger estructuras más grandes.
Con la corrosión galvánica se manejan voltajes pequeños, por lo que con éste sólo
se protegen pequeñas áreas de metal, dada la relativamente baja corriente de
salida.
A continuación se muestran comparativamente las características más resaltantes
de cada uno de los métodos de protección catódica.
CARACTERÍSTICAS DE LOS MÉTODOS DE PROTECCIÓN CATÓDICA.
CORRIENTE IMPRESA CORRIENTE GALVÁNICA
1. Requiere suministro de corriente
2. El voltaje se puede variar
3. La corriente se puede variar
4. Puede ser limitada para
cualquier requerimiento de
corriente.
5. Puede ser utilizada en suelos de
altas y bajas resistividades.
6. Debe considerarse las
interferencias de estructuras
vecinas.
1. Autogeneradora de corriente
2. El voltaje varia con el tiempo
3. La corriente está limitada
4. Se usa con cantidades de
corrientes pequeñas.
5. Usualmente utilizada en suelos
de bajas resistividades.
6. Usualmente las interferencias de
las estructuras vecinas es
menor.
94
Figura No. 49. Protección catódica por corriente impresa.
Figura No. 50. Protección catódica con ánodos galvánicos.
95
Revestimientos
Los revestimientos se utilizan para el control de la corrosión en las siguientes
áreas:
Protección atmosférica de estructuras de cero
Protección de tanques y recipientes
Revestimientos internos de tanques, recipientes y tuberías
Protección de tuberías enterradas y sumergidas
Tipos de revestimientos líquidos
Los tipos más comunes de revestimientos líquidos son:
Orgánicos:
Acríticos
Goma clorinadas
Expoxy – catalizado (dos partes)
Expoxy Ester (una parte)
Fenólicas: resisten mejor las altas temperaturas que Exposis
Polivinilacetatos
Silicón
Uretano
Vinil
Vinil acrílico
Inorgánicos
Ricos de cinc
- Base de agua
- Base de solvente
- Existen orgánicos de cinc, los cuales se adhieren mejor al acero.
Cemento
- Se utiliza en sistemas de tuberías que manejan agua salada de
desecho.
- Se utiliza como anclaje de tuberías enterradas o sumergidas.
Revestimientos plásticos
96
- Polietileno.
- PVC.
- Fibra de vidrio. Son los más utilizados.
Tapes:
- Se utilizan para protección externa. Se debe tomar mucho cuidado en su
aplicación.
Normas de preparación de superficies.
NACE (National Association of Corrosion Engineers)
1. Metal blanco (chorro de arena)
2. Próximo a metal blanco (95% metal blanco) (Chorro de arena)
3. Acabado comercial (67% metal blanco pulgada2).
4. Acabado con cepillo (0% metal blanco pulgada2).
SSPC (Steel Structure Palnting Counsel)
SSPG-SP1-82 Limpieza con solvente.
SSPG-SP2-82 Limpieza con herramientas de mano.
SSPG-SP3-82 Limpieza con herramientas eléctricas.
SSPG-SP4-82 Limpieza con fuego – acero nuevo (obsoleto).
SSPG-SP5-82 Metal blanco (con chorro de arena).
SSPG-SP6-82 Acabado comercial.
SSPG-SP7-82 Acabado con cepillo.
SSPG-SP8-82 Decape químico (pickling).
SSPG-SP9-82 Tratamiento térmico + chorro de arena (obsoleto).
SSPG-SP10-82 Próximo a metal blanco.
Normas suecas
3 → NACE 1
2 ½ → NACE 2
2 → NACE 3
1 → NACE 4
97
Factores de la preparación de superficie que afectan la vida de los
revestimientos.
1. Residuos de aceite, grasa y polvo. Disminuyen la adherencia del
revestimiento a la superficie.
2. Residuo de sales químicas. Inducen corrosión debajo del revestimiento
produciendo ampollas.
3. Oxido en las superficies. Disminuyen las adherencias del revestimiento a la
superficie.
4. Escamas del metal al salir de manufactura.
5. El patrón de anclaje puede ser tan áspero que los picos que se forman no
pueden revestirse adecuadamente dejándolos vulnerables al medio.
6. Filos bordes dejados por la limpieza mecánica o por tornos causan lo
mencionado en el punto No. 5.
7. Condensación de agua en la superficie produce delimitación y amplias.
8. Revestimientos viejos pueden tener adherencia muy pobre y ser
incompatible o muy deteriorada para ser recubierta.
Regiones que deben ser inspeccionadas.
Condiciones atmosféricas: Humedad, temperatura, velocidad del viento.
Temperatura de la superficie a recubrir.
Patrón de anclaje de la superficie a recubrir.
Contaminantes del ambiente: vapores químicos, gases de combustión,
sales.
Nota: Al utilizar termómetros de medición de temperaturas de superficie, se debe
tener precaución con los rayos del sol, ya que estos pueden influenciar las
lecturas. Estos instrumentos pierden su exactitud si se golpean.
Preparación de superficie
Preparación mezclas
Medida incorrecta de las partes: influencia en el tiempo de curado.
Tiempo incorrecto de mezclas: pierden propiedades de adherencia.
98
6.3 CONTROL DE CORROSIÓN MEDIANTE EL DISEÑO APROPIADO
6.3.1 Introducción
Ahorros importantes y operación óptima de tuberías y equipos pueden ser el
resultado del control de la corrosión mediante un diseño apropiado. En este tema
se suministra una serie de reglas generales de diseño que están dirigidas al
control de la corrosión desde la misma etapa de diseño.
6.3.2 Control de corrosión mediante el diseño apropiado
Mediante una planificación apropiada se puede obtener gran economía en el
mantenimiento de estructuras y equipos que son afectados por la corrosión. Corno
todos los metales tienen una tendencia inherente a corroerse, la corrosión ocurrirá
aunque se tomen medidas preventivas.
En muchas oportunidades, el diseño inapropiado de sistema origina fallas futuras
que se presentan Inadecuadamente, minimizándose la posibilidad do estas fallas
cuando el diseño es apropiado.
El diseño de una estructura debe Incluir los requerimientos de:
• Construcción mecánica
• Resistencia mecánica
• Corrosión permisible (Corrosión Allowance)
En todos los casos el diseño mecánico de un componente debería estar basado
en el material de construcción.
Esto es importante porque estos materiales usados por su resistencia a la
corrosión, varían ampliamente en sus características mecánicas.
Para realizar el diseño de una estructura o equipo, de manera que éste
Incremente su resistencia a la corrosión se deben seguir las siguientes reglas
generales de diseñe:
1. En la construcción de líneas que transportan gas, tanques y otros
recipientes para manejo de fluidos corrosivos a alias presiones y
99
temperaturas, se recomiendan juntas soldadas y no remachadas ni
apernadas.
2. Diseñar tanques y otros recipientes con facilidades de drenaje y limpieza
eficaces.
3. Diseñar sistemas que posean componentes fáciles de reemplazar cuando,
por el tipo de trabajo a efectuar esos componentes sean susceptibles a
fallas.
4. Evitar esfuerzos mecánicos excesivos y concentraciones de esfuerzos de
componentes expuestos a medios corrosivos.
5. Evitar el contacto de dos metales disímiles para no formar pilas galvánicas.
6. Evitar conexiones con cambios bruscos de dirección en sistemas que
manejan fluidos de altas velocidades de flujo, que contengan sólidos
disueltos y que tiendan a generar turbulencias.
7. Diseñar equipos que trabajen a altas temperaturas de manera tal que
asegure una distribución del gradiente de temperatura. Evitar
concentraciones locales de calor (allot-Spot).
8. Tratar de eliminar el aire (oxigeno) del sistema para reducir o eliminar la
corrosión.
Corno regla general, se deben evitar heterogeneidades (metales diferentes,
distribución desigual de esfuerzos y calor, etc.) con el fin de que las condiciones
sean uniformes a través de todo el sistema.
Dado que la corrosión es un fenómeno de penetración y desgaste del material, es
necesario considerar un espesor adicional permisible (corrosión Allowance) para
poder utilizar los equipos en su vida útil programada. Así por ejemplo, si la vida útil
programada de una tubería es de años, y la corrosión que se espera para ese
servicio es de 1/8” en diez años (velocidad de corrosión de 12 MPY) la tubería se
debería diseñar con un espesor adicional de 1/8”.
100
Anexo
1
Corrosión y Selección de Materiales. Prevención
101
A. Anexo 1. CORROSIÓN Y SELECCIÓN DE MATERIALES.
PREVENCIÓN
CORROSIÓN
Deterioro de un material por reacciones electroquímicas
Condiciones para la corrosión
- Ánodo
- Cátodo
- Electrolito
- Contacto metálico
Factores que influyen en la corrosión por CO2
- pH
- Temperatura
- Dimensión Del Sistema
- Régimen De Flujo
- Relación Volumétrica Entre Fases
- Velocidad De Los Fluidos
- Presión
- Características Fisco-Químicas Del Medio
- Material Expuesto
- Presencia De Sólidos En El Fluido
102
Cupones de pérdida de peso
V.C = 534 W/DAT
V.C = velocidad de corrosión (mpy) W = pérdida de peso, mg D = Densidad del cupón, g/cm2 A = Área del cupón, pulg2 T = Tiempo expuesto, hr
Corrosión: Aspectos básicos y métodos para su prevención.
Corrosión galvánica
Esquema
Métodos de Monitoreo
- Visual - Cupones – perdida de espesor - Ultrasonido – perdida de espesor - Radiografía - Análisis químico - Caliper - Fotografía - Probetas
Resistencia eléctrica polarización galvánicas, hidrogeno
103
Análisis Químico
- Contenido de fluido – Fe++, Fe++
- Cambios de composición del fluido
- Productos de corrosión
- Análisis biológico – bacteria
Corrosión uniforme
Cálculo
W: Pérdida de peso (gr) D: Densidad de la muestra (gr/cm3) A: Área de la muestra (cm2) T: Tiempo de exposición (hr) Corrosión por picaduras (“Pitting”)
Esquema de reacción
104
Corrosión Galvánica
Ley de Faraday
Esquema de una pila primaria
105
Metales y aleaciones comerciales en aguas saladas
106
Corrosión bajo tensión (ACBT)
Falla catastrófica de una torre de amina (“Unión Oil Co.in Chicago” July 23th 1984)
A.C.B.T. de aceros inoxidables austeníticos en presencia de iones cloruros y
temperatura.
Aceros al carbono en soluciones con H2S
107
Corrosión intergranular
Gradiente de temperatura durante la soldadura del acero inoxidable austenítico
AISI
108
Corrosión - Fatiga
Resistencia a la fatiga de aleaciones
Fragilidad por hidrógeno
109
Ataque por hidrógeno a alta temperatura
Reacción
Estimado de costos directos en prevención y control de corrosión en la
IPPCN.
Función 1991 1995
Producción 2932 13354
Refinación 1955 8904
Petroquímica 783 3566
Gas industrial 530 2414
I&D&AT 114 519
Mercadeo interno 155 706
Total (MMBs) 6469 29463
Factor: 4,55 vces
110
Estimado de costos directos en prevención y control de corrosión en la
IPPCN.
Reglón 1991 1995
Manten. Mat. reemplazo 3252 14805
Pinturas y revestimientos 1369 6233
Protección catódica 856 3383
Químicos 739 3365
Personal 253 1152
Total (MMBs) 6469 29463
Factor: 4,55 vces
Recubrimientos protectores
Temperaturas limites de operación de revestimientos industriales
Revestimiento industrial
Máxima temperatura de servicio (°F)
Atmosférica Inmersión
Alquídicos 175 -
Fenólicos 200 150
Expóxicos: poliamidas 225 175
Aminas 300 200
Epoxi-fenólicos 275 180
Siliconas 950 -
Vinilos 150 125
Acrílicos 250 -
Gomas coloradas 150 125
Poliéster 200 150
Poliuretano 200 180
Zinc inorgánicos 750 180
111
Prevención y control de la corrosión durante la fas de diseño y operación
Protección catódica
Corriente galvánica
Utilizando ánodos autogeneradores de corrientes o ánodos de sacrificio
Corriente impresa
Utilizando ánodos que son energizados por una fuente externa de corriente
directa
Corriente impresa
112
Corriente de fuga
Corriente de fuga – Prevención
113
Ensayos no destructivos
Fuentes de rayos gamma
114
Figura No. 7-18. Protección, catódica utilizando una fuente de potencia
externa
Figura No. 7-21. Protección catódica con ánodos galvanizados
115
Figura No. 7-22. Aislamiento para evitar corrosión galvánica
Corrosión
Esquema de corrosión del zinc - Solución de HCI
Ejemplos de reacciones anódicas
116
Zn -----→ Zn2+ + 2e-
Fe -----→ Fe+2 + 2e-
Al -----→ Al+3 + 3e-
Ilustración esquemática de los experimentos de pasividad de Faraday
(hierro)
Tipos
Uniforme
Por picaduras (“pitting”)
Por hendiduras (“crevices”)
Galvánica
Ataque selectivo (“leaching”)
Agrietamiento por corrosión bajo tensión
(“stress corrosión cracking”)
Corrosión intergranular.
Corrosión- erosión.
Corrosión- fatiga.
Corrosión inducida o por bacterias.
Fragilidad por hidrógeno
Ataque por cenizas de vanadio/sodio.
117
CORROSIÓN Y SELECCIÓN DE MATERIALES. PREVENCIÓN
Objetivo
Analizar los factores que influyen en la corrosión, destacando su importancia en
los procesos de Refinación y Petroquímica y las funciones de seguimiento y
control que debe realizar el Ingeniero de Procesos.
Contenido UNIDAD 1: Corrosión: Aspectos básicos y métodos para su prevención. UNIDAD 2: Prevención y control de la corrosión durante la fase de diseño y
operación.
118
UNIDAD 1: Corrosión: Aspectos básicos y métodos para su prevención.
CORROSIÓN:
Aspectos básicos y métodos para su prevención.
Definición
Deterioro de un material o daño de sus propiedades, debido a su interacción con el medio ambiente al cual está expuesto.
Efectos de la corrosión
Pérdida de peso, desgaste
Agrietamiento
Reducción resistencia mecánica y ductilidad
Deformación plástica, abombamiento, fragilización
Corrosión en la IPPCN refinación / petroquímica
Cabeceras de columnas de destilación
Plantas de endulzamiento de gases con aminas
Reactor urea/carbamato
Ácidos
- Nafténicos
- Politiónicos
- Fluorhídrico
- Sulfúrico
Aguas
- Calderas
- Intercambiadores de calor
Alta temperatura
- Oxidación / sulfurización
- Sales de sodio y vanadio
Corrosión en la IPPCN exploración / producción
Fluidos de perforación
Fluidos de estimulación
Sistemas de producción primaria
- Pozos ácidos (CO2)
- Pozos agrios (CO2/H2S)
119
Sistemas de recuperación secundaria /terciaria
- Inyección de agua
- Inyección de vapor
- Inyección de CO2
Transporte y almacenamiento
- Tuberías
- Tanqueros
- Tanques
Sistemas de endulzamiento de gases
Ejemplos de ambientes corrosivos
Agua (dulce, salobre, salada)
Aire, humedad (atmósferas urbanas, rurales, industriales)
Ácidos (HCI, H2SO4, HF, Acético, Nafténico, Fórmico)
Bases (NaOH, NH4OH, KOH)
Contaminantes (CI-, O2, H2S, NH3, CN-)
Funciones de Ingeniería
Aplicación de la ciencia, tecnología y experiencia para la prevención o control de
corrosión y sus costosos efectos (paradas de plantas, fallas catastróficas,
contaminación ambiente, pérdida productos).
Naturaleza electroquímica
Zn + 2HCI = ZnCI2 + H2 (gas)
Anódica (oxidación): Zn ------→ Zn+2 + 2e Catódica (reducción): 2H+ + 2e ------→ H2 (gas)
Oxidación: Producción de electrones (aumento de valencia)
Reducción: Consumo de electrones (disminución de valencia)
Ejemplos de reacciones catódicas
2H+ + 2e- ------→ H2 (Evolución hidrógeno)
O2 + 4H+ + 4e- ------→ 2H2O (Red. O2, soluc. ácidas)
O2 + 2H2O + 4e - ------→ 4OH- (Red. O2, soluc. básicas)
Fe 3+ + e- ------→ Fe 2+ (Red. ion metálico)
Cu 2+ + 2e- ------→ Cu (Depósito metálico)
120
Influencia catalizadora del oxígeno en la reacción de corrosión
Factores
Temperatura
Diferencia potencial
Tratamiento térmico
Condición superficial
Velocidad de fluido
Impurezas medio corrosivo
Tiempo
Esfuerzos
Presión
Diferencia aireación
Diferencia concentración
Macro / micro organismos
Velocidad de corrosión: Efecto de la temperatura
121
Velocidad de corrosión: Efecto de la concentración del fluido sobre la velocidad de corrosión
Velocidad de corrosión: Efecto de la velocidad del fluido
Velocidad de corrosión: Efecto del tiempo
122
Pasividad. Definición
Fenómeno complejo, que se produce en ciertos metales y aleaciones. Se define como la pérdida de reactividad química de los mismos, bajo ciertas condiciones ambientales Velocidad de corrosión (metal no pasivo): poder oxidante de la solución
Velocidad de corrosión (metal no pasivo): poder oxidante de la solución
123
Características
Ataque y desgaste parejo del metal hasta que ocurre la fuga / falla.
La más común y fácil de prevenir
Acero al carbono
Prevención
Pinturas anticorrosivas
Protección catódica
Aumento de espesor
Inhibidores de corrosión, etc.
Seguimiento de la corrosión (END)
Corrosión por picaduras (“Pitting”)
Características
Uno de los ataques más destructivos, perjudiciales y difíciles de combatir
Equipo puede fallar sin pérdida de material apreciable
Difícil de detectar y de cuantificar (tamaño y número)
A veces cubierto por productos de corrosión
Fugas y fallas suceden inesperadamente
Ocurren usualmente en aleaciones pasivadas por una capa muy fina, invisible y adherente, originada por reacción con el ambiente
124
Origen, propagación y efectos
Generalmente relacionada con ruptura de la pasividad
Diferencias metalúrgicas en el metal: - Impurezas - Inclusiones no metálicas - Precipitados en bordes granos - Muescas, rayas, rugosidades - Rotura de la capa pasiva
Efecto ambiente: corrosividad, concentración, temperatura, pH y movilidad
Progresa en profundidad debido a la acidez del ambiente
Tasa penetración aumenta con el tiempo y la picadura es más profunda
Intensidad picado es tal, que el sitio de la picadura se corroe y actúa como un ánodo de sacrificio, protegiendo el área adyacente (cátodo)
Mecanismo
Fórmulas
Tipo de corrosión más agresiva. Ataque localizado intenso, sin pérdida significativa de material
Fe = Fe+2 + 2e- (ánodo, sin acceso de oxígeno) 1/2 O2 + H2O + 2e- = 20H- (cátodo, con acceso de oxígeno) Fe+2 + 2CI- = FeCI2 FeCI2 + 2H2O = 2HCI + Fe (OH)2
125
Esquema de reacción
Factores metalúrgicos
Aceros inoxidables austeníticos serie AISI 300, son los más susceptibles (302, 204, 309)
Elementos que aumentan resistencia al picado: Cr-Ni-Mo-N disminuyen resistencia: C-Si-Se-S-Nb
Otras condiciones que reducen su resistencia al picado - Trabajado en frío - Condición de sensibilizado
Aceros al carbono son menos susceptibles al picado, sufren mayor ataque general
Resistencia equivalente al picado (REP) REP = % Cr + 3.3% Mo + 11% N
126
Fórmula REP
Apariencia física: Forma y crecimiento
Pequeños huecos y perforaciones agudas
Se desarrollan en sentido de la gravedad, en superficies horizontales y son menos frecuentes y profundas en superficies verticales
Difíciles de detectar en sus etapas iníciales
Usualmente, mientras menos picaduras, el ataque es más severo Influencia y velocidad del medio
Picado está asociado a condiciones de estancamiento del fluido
Aumento de velocidad generalmente disminuye picado. Ej.: AISI 316SS trabaja bien como impulsor bomba para agua salada, de manera continua; pero fuera de servicio sufre picadura Ambientes corrosivos que promueven el picado
Haluros, cloruros, bromuros e hipocloruros vs. aceros inoxidables austeníticos
Iones metálicos oxidantes en presencia de cloruros:
Cu+2 Hg+2 Fe+3
Prevención
Seleccionar aleaciones más resistentes
Evitar el estancamiento o baja velocidad en el fluido
Evitar la acumulación de sólidos (diseñar recipientes con facilidades
de drenaje, lavado y limpieza)
Reducir la temperatura
127
Utilizar pinturas y revestimientos
Agregar inhibidores de corrosión
Aumentar espesor de la pared
Corrosión por hendidura (“Crevices”)
Definición
Mecanismo de corrosión similar al de picaduras. Ocurre por la presencia de
celdas de concentración de oxígeno en áreas muy confinadas, que favorecen el
estancamiento del fluido debajo de depósitos de sólidos
Características
Tipo de corrosión muy común
Producida generalmente por celdas de oxigeno (celda aireación diferencial)
Asociación frecuentemente a pequeñas áreas con soluciones estancadas,
tales como:
- Hoyuelos
- Superficies de empacaduras
- Uniones solapadas
- Hendiduras bajo tornillos y remaches
También conocida como corrosión por depósitos o por empacaduras.
128
Etapa inicial
Etapa final
129
Factores ambientales
Depósitos que promueven la corrosión por hendiduras - Arena - Productos de corrosión - Otros sólidos extraños
Depósitos actúan como una barrera y crean una zona y condición estancamiento debajo de ella.
Superficies contacto entre metal y no metal causan corrosión por hendidura, Ej.: en superficies de empacaduras:
- Plástico - Goma - Concreto - Asbesto
Contacto metal y no metal es más crítico o peligroso que metal y metal
Prevención
Utilizar empacaduras sólidas no absorbentes de humedad
Usar juntas soldadas en vez de remachadas
Especificar penetración completa en las soldaduras y evitar juntas punteadas
Evitar estancamiento del fluido y la acumulación de sólidos
Instalar drenajes en recipientes y equipos Corrosión galvánica Definición
Se origina entre dos metales de diferente actividad química conectados entre sí,
por contacto directo o en distintas zonas de un mismo metal, en presencia de un
ambiente corrosivo.
Características
Acople de dos metales o dos zonas del mismo metal en un medio corrosivo
Se genera (FEM) o diferencia potencial la cual origina corriente de corrosión
(FEM) en mismo metal o aleación debido a:
- Diferentes niveles esfuerzos
- Estructuras metalúrgicas distintas
- Variaciones temperatura y concentración electrolito
- Irregularidades superficiales
130
Factores
Tiempo
Potencial de corrosión tiende a disminuir al formarse productos de corrosión, reduciendo su velocidad.
Ambiente (atmosférica)
Humedad Tipo de ambiente (rural, marina, etc.)
Distancia/conductividad
Más severo el ataque en uniones y disminuye al alejarse de ellas.
Relación entre áreas
Muy importante y crítico. Caso más desfavorable: Ánodo pequeño / cátodo grande. Densidad corriente muy alta y concentrada en ánodo y por tanto mayor tasa de corrosión localizada.
Concentración de oxígeno
Aumenta la corriente galvánica
Fuerza electromotrices (FEM)
A.J. Bethune and N.A.S. Looud, 1964
Sistemas active – pasivo
131
Región:
I: Activo II: Pasivo III: “Crevice” IV: Picadura Prevención
Seleccionar aleaciones cercanas en la serie galvánica - Evitar relación desfavorable ánodo pequeño/cátodo grande - Aislar eléctricamente aleaciones - Evitar uniones roscadas entre metales diferentes - Aplicar pinturas protectoras
Ataque selectivo Características
Ataque preferencial y disolución de un elemento de una aleación (ánodo) en presencia de un ambiente corrosivo específico
Tipos: grafitización y descinficación Grafitización
Caso particular de ataque selectivo en fundiciones de hierro
Agua salada, suelos, bacterias reductoras de sulfatos, aguas acidificadas, etc.
Internamente: grafito es catódico vs. resto (ánodo matriz hierro)
Hierro se disuelve, resultando finalmente en una masa de óxidos de hierro, grafito libre y poros
Prevención
Emplear hierro dúctil y hierro maleable
Descincificación de latones
132
Prevención descincificación
Reduciendo agresividad ambiente, Ej.: Eliminando O2 presente, disminuyendo la temperatura
Usando aleaciones más resistentes (menor contenido Zn), Ej.: latón rojo (max. 15% Zn)
Agregando elementos inhibidores a la aleación Ej.: Admiralty metal (71Cu-29Zn-1Sn) Arsenical adm. metal (70Cu-29Zn-1Sn-0.04As)
Empleando aleaciones muy resistentes, que no contienen zinc en sistemas enfriamiento, Ej.: 90Cu-10Ni y 70Cu-30Ni
Corrosión bajo tensión (ACBT) Características
Efecto combinado/simultáneo: esfuerzos de tensión, aleación susceptible y ambiente corrosivo
Fractura frágil sin deformación, desgaste, ni pérdida de peso
Fallas prematuras, costosas y, a veces catastróficas Tipos más comunes
Agrietamiento del latón amarillo, por NH3 húmedo
Fisuramiento de aceros inoxidables austeníticos, por iones cloruros
Fragilidad de aceros al carbono en presencia de hidróxido de sodio y por aminas
Agrietamiento en aceros al carbono y de baja aleación, de alta resistencia mecánica y dureza por H2S húmedo
Factores
Ambiente
Temperatura
Magnitud del esfuerzo
Tipo de aleación
Proceso de fabricación Mecanismo
No está totalmente establecido debido a la complejidad e interrelación entre ambiente, tipo de aleación y magnitud de esfuerzos.
La corrosión inicia una picadura. Discontinuidad en la superficie, rotura local capa pasiva u otro defecto, actúan como concentradores de esfuerzos.
Celda electroquímica: Fondo picadura (ánodo) vs. resto superficie (cátodo) en medio corrosivo y los esfuerzos, inician y propagan el agrietamiento
133
Mecanismo de falla por CBT
Ambiente corrosivo
No hay reglas fijas: medios acuosos, metales líquidos, sales fundidas,
líquidos inorgánicos
La presencia de oxidantes acelera el agrietamiento, Ej.: 02 vs. 304 SS en
agua tratada
El agrietamiento es catalizado con la temperatura Ej.: aleación de magnesio
a temperatura ambiente y aceros inoxidables austeníticos a 60 °C
Origen de los esfuerzos
Aplicados o externos
- Presión del sistema
- Expansión térmica
- Vibración mecánica
- Esfuerzos alternantes
- Restricciones físicas
Residuales o internos
- Fabricación del material
- Durante la construcción
Factores metalúrgicos
El A.C.B.T. es función de:
- Elementos aleantes
134
- Composición y distribución de precipitados
- Resistencia mecánica y dureza
- Tratamiento térmico y fases presentes
Metales puros también pueden sufrir A.C.B.T.
- Cu (99.999%) en soluciones amoniacales
Plantas Endulzadoras
Agrietamiento en plantas de MEA en refinería del R.U.(U.K. corrosión/82)
Falla catastrófica (17 muertos) en una refinería de Chicago.(NBS Report, Mar.1986)
Encuesta de NACE en EEUU reportó grietas en 83 % de las unidades de
MEA y aprox. 15 % en las de DEA y MDEA. (Corrosión, Ene.88)
Reactores en refinerías y petroquímicas de Venezuela han presentado grietas por
CBT y al menos dos (2) han tenido que ser sacados fuera de servicio (1989).
Caustic soda service graph
135
Efecto del contenido Ni para controlar el A.C.B.T.
Aleaciones susceptibles a A.C.B.T.
136
Control del A.C.B.T.
Corrosión intergranular
Definición
Consiste en un ataque localizado en los límites o bordes de los granos de la microestructura cristalina de una aleación.
137
Características
A medida que la corrosión progresa, los granos se descohesionan y la aleación se desintegra
Los bordes de los granos son anódicos con respecto a la matriz, la cual es catódica
Ej.: AISI 304SS vs. ácidos politiónicos, aleaciones de níquel vs. compuestos de azufre, aceros al carbono vs. NaOH, aleación Cu-Zn vs. NH3
Mecanismo
Sensibilización del acero por exposición a 400°C/800°C debido a precipitación de Cr23C6 en límite de grano
Con el agotamiento del Cr en la matriz, el acero pierde su resistencia a la corrosión
Durante paradas de planta se produce ácidos sulfurosos, corrosión intergranular y fractura
Caso típico: desintegración soldaduras, AISI 304SS Desintegración de soldaduras
Ocurren muchas fallas en soldaduras de aceros inoxidables austeníticos
Las zonas inmediatas y paralelas a ambos lados de la soldadura están expuestas al rango de sensibilización
Las fallas tienen apariencia azucarada debido a la desintegración interna de la estructura
El tiempo y la temperatura dependen del espesor y tamaño del material soldado. Espesores menores a 3 mm, no experimentan sensibilización
Relación tiempo - temperatura
138
Ambiente que causan corrosión intergranular en aceros inoxidables austeníticos AISI 300 sensibilizados
139
Prevención
Utilizar aceros inoxidables austeníticos de bajo contenido de carbono
Agregar elementos estabilizadores y formadores de carburos, como el titanio y la mezcla niobio más tantalio
Hacer un tratamiento térmico de recocido de solución y temple Corrosión-Erosión Características
Daño severo por la acción conjunta del ambiente corrosivo y la velocidad del fluido sobre la superficie metálica
Presencia de partículas sólidas ocasiona mayor severidad
Proceso sinergístico Factores influyentes
Películas superficiales: una capa densa, adherente y dura, suple mayor protección que una porosa, no adherente y blanda
La capacidad de protección de las películas dependen de su velocidad de regeneración, resistencia a la corrosión y al daño mecánico
Velocidad lineal del fluido corrosivo, régimen y fases del fluido Esfuerzo de corte
140
Factores influyentes
La turbulencia y cambios de dirección originan mayor agitación del fluido y mayor contacto del medio corrosivo con el metal
Composición química de la aleación: - En general los metales pasivos (Al, Ti y aceros inoxidables serie
AISI300) son más resistentes - Adición de hierro al cobre aumenta resistencia a corrosión-erosión de
las aleaciones Cu-Ni Equipos más afectados
Codos, tees, reducciones
Válvulas, bombas, sopladores
Hélices, impulsores
Tubos intercambiadores calor
Medidores de orificio
Boquillas atomizadoras
Alabes de turbinas Materiales susceptibles
Prácticamente todos los metales (incluyendo los pasivos) experimentan corrosión y erosión
Los metales blandos, Ej.: cobre y plomo, son menos resistentes al efecto físico del desgaste
Corrosión de metales por agua salada a diversas velocidades
141
Prevención
Seleccionar correctamente materiales metálicos y no metálicos
Utilizar revestimientos duros depositados con soldadura, elastómeros y refractarios monolíticos
Reducir la agresividad del ambiente
Mejorar el diseño mecánico y de proceso
Reducir el flujo o cambios bruscos de dirección
Reducir el contenido de sólidos Cavitación
Se produce en condiciones de operación en zonas de alta velocidad del fluido, caídas bruscas de presión
Al aumentar su presión al nivel normal, las burbujas no pueden existir y se origina una “implosión”, que desgasta/deforma severamente el metal
La apariencia física se asemeja a picaduras localizadas mucho más profundas, de bordes agudos/cortantes
Cavitación - Prevención
Evitar ocurrencia simultánea de condiciones de alta velocidad del fluido caída brusca de presión
Diseñar bombas centrífugas con un correcto “NPSH” (Net Positive Suction Head”)
Utilizar sistemas escalonados para reducir altos gradientes de presión
CORROSIÓN-FATIGA Definición
Reducción significativa resistencia a la fatiga de una aleación, debido al efecto del ambiente corrosivo
Fallas que ocurren prematuramente, de manera frágil por la acción de esfuerzos cíclicos o repetidos N veces
Apariencia
Dos zonas muy distintas: Una extensa de textura fina, azucarada y de fractura frágil y otra más pequeña, deformada, de superficie rugosa y fractura dúctil
El agrietamiento se propaga desde la superficie (defecto) en dirección perpendicular a la zona fina y luego se produce fractura al debilitarse la sección transversal
142
Características
Factores ambientales
Muy influida por ciclos de esfuerzos de baja frecuencia, los cuales permiten
mayor tiempo contacto entre metal y corrosivo
Contenido de O2, pH, composición química del ambiente
En agua salada
- El bronce al aluminio retiene un 70% de su resistencia normal
- Las aleaciones con alto cromo retienen sólo un 30% de su
resistencia normal
Influencia del ambiente corrosivo sobre la resistencia a la fatiga
143
Prevención
Reducir magnitud de esfuerzos cíclicos aplicados y agresividad del
ambiente corrosivo
Utilizar tratamientos térmicos superficiales en aceros
Aplicar esfuerzos de compresión sobre la superficie metálica (“shot
peening”)
Controlar e inspeccionar la calidad de los procesos de fabricación,
maquinado y de acabado superficial
Aplicar revestimientos electrolíticos sobre la superficie metálica (cromado
duro)
Corrosión inducida por bacterias
Afecta el mecanismo de corrosión
- Influyendo sobre las reacciones anódicas y catódicas
- Modificando películas protectoras
- Creando condiciones más corrosivas
- Generando depósitos que ocasionan corrosión
El metal se deteriora debido a procesos de corrosión, como resultado de la
actividad de organismos vivos
Estos organismos se reproducen en ambiente de pH variables entre 2 y 11,
temperaturas desde 5 a 75 oC y presiones tan elevadas de 1.000 kg/cm2,
en suelos, aguas, etc.
Bacterias anaeróbicas reductores de sulfatos
Ej.: Desulfovibrio desulfuricans reduce
SO4 = a S =
Despolarizadoras del cátodo, consumiendo electrones
Reacción global:
4 Fe + SO4 = + 4 H2O ------→ 3 Fe(OH)2 + FeS + 2OH-
Bacterias aeróbicas
Ej.: Thiobacillus thiooxidans, pueden oxidar al (S) o comp. de (S) a
H2SO4
2 S + 3 O2 + 2 H2 O -------→2H2SO4 (mayor 5%)
Ambientes:
- Pozos petroleros
- Atacan tuberías cemento
144
Prevención
Utilizar bióxidas, como el cloro o sus compuestos
Usar sales cuaternarias de amonio y pinturas a base de compuestos de
cobre
Utilizar revestimientos y protección catódica
Evitar acumulación de sólidos y condiciones anaeróbicos
Fragilidad por hidrógeno
La causa inicial es la penetración del hidrógeno dentro de la estructura
metálica formando hidruros, y compuestos frágiles
Tendencias a producirse
- En las aleaciones de titanio, circonio y aceros
- Procesos químicos, durante la soldadura, limpieza química y
electrodeposición
- Presencia de venenos catódicos como CN y S=
Ampollamiento por hidrógeno
Prevención
Usar adecuadamente inhibidores de corrosión
Controlar procesos de electrodeposición
Calentar titanio para remover el H2 a temperaturas de 93o y 149 oC
Cambiar el material
Usar electrodos de bajo hidrógeno
Adecuada selección de materiales
Utilizando recubrimientos metálicos, inorgánicos, resistentes al medio
corrosivo
Usando inhibidores que reducen la evolución de hidrógeno
Eliminando elementos contaminantes que tienden a favorecer la
descomposición del H2 en H
Cambiando el material: los aceros que contienen níquel poseen mayor
resistencia
Ataque por hidrógeno a alta temperatura
Deterioro de las propiedades de acero en ambiente de altas temperaturas
y presiones de H2
Comienza a 260 °C y Pp(H2) mayores a 100psi para el acero al carbono
- Fisuramiento intergranular
- Pérdida ductilidad
- Descarburación acero
- Reducción de propiedades mecánicas
- Deterioro de la soldabilidad
145
Mecanismo
H2 se disocia a 2H en superficie metálica
H penetra y se difunde en el acero alojándose en límites de los granos
Reacción:
2H2 + Fe3C ------→ 3 Fe + CH4
Genera presión interna y produce fisuramiento con descarburación
Ataque por hidrógeno a alta temperatura
Prevención
Prevención
Evitar operar en un rango de temperatura y presión elevado según
especificación API 941 (curva de Nelson)
Adición de Cr, Mo, V y Ti; por ser estabilizadores de carburos aumentan
la resistencia del acero al ataque
Disminución en el contenido de C
ZAC en soldaduras son más susceptibles que metal base
Emplear aceros austeníticos inoxidables los cuales son inmunes al
ataque (presentan una sola fase, no descarburan)
Procesos metalúrgicos de degradación
Características
Termofluencia o “creep”
Fragilidad por revenido o “temper embrittlement”
Fragilidad por precipitación de fase sigma
Fragilidad de los 470 oC
Sensibilización
Fragilidad y pérdida de la tenacidad del material a bajas temperaturas o en
niveles criogénicos
Termofluencia (“Creep”)
Se ha reportado agrietamiento por “Creep” en soldaduras y ZAC, en
recipientes de acero al Cr-Mo y otros aceros aleados
Mo y Nb aumentan resistencia al “Creep” y resistencia mecánica en caliente
EJ.: Aleación HP (25 Cr - 35Ni - 0.5Mo) con adición de 1% Nb, está
reemplazando al popular HK-40 (25 Cr - 20Ni), en muchas aplicaciones
Deformación plástica progresiva hasta ruptura, por acción combinada de
esfuerzos y temperatura, durante prolongados períodos de tiempo
146
Ocurre en muchos aceros y aleaciones, en mayor o menor grado según
ambientes, composición química y características metalúrgicas de la aleación
Para acero al carbono se inicia desde 400 °C
Curva típica de “Creep”
Fase sigma
Fase muy frágil, dura y no magnética. Compuesto intermetálico de Fe-Cr
(50% c/u)
Se forma en rango 590/930 °C tanto en material base, como en el
depósito de la soldadura, reduciendo drásticamente la ductilidad y la
tenacidad del acero
Aleaciones susceptibles: Aceros inoxidables austeníticos, que contienen
de 5 a 10% de ferrita libre (316 SS, 347 SS); así mismo aceros
inoxidables ferríticos con más de 16.5% Cr
Elementos austenizadores (C-Ni-N) inhiben formación fase sigma y
elementos ferritizadores (Cr-Si-Ti-Nb) promueven fragilización
147
Iron-chromium phase diagram
Tenacidad: curva temperatura de transición
Instalaciones y equipos
Aspectos que los Limitan
Omisiones en el diseño
Selección inapropiada de materiales
Defectos de fabricación
Procesos metalúrgicos de degradación
Incumplimientos de exigencias de normas técnicas aplicables: API,
ASTM, ASME/ANSI, AWS, NACE, etc.
Deformado en frío
Maquinado
Tratamientos térmicos inadecuados
Fallas inducidas en soldaduras
148
Costos indirectos relevantes
Producción diferida por paradas no programadas
Pérdidas de ingresos y oportunidad
Ineficiencia del proceso (taponamiento, reducción de transferencia de calor,
caída de presión)
Sobrediseño
Contaminación
Gastos por indemnizaciones, juicios, accidentes fatales y daños a terceros
Intangibles: pérdida de confiabilidad e imagen de la empresa
UNIDAD 2: prevención y control de corrosión durante la fase de diseño y
operación
Procedimiento sistemático para optimizar el control de la corrosión
149
Prevención y control de corrosión durante la fase de diseño y operación
Medición de la velocidad de corrosión
Cupones de corrosión
Probetas de resistencia eléctrica
Probetas de resistencia a la polarización
Ruido electroquímico
Probetas de permeación de hidrógeno
Calibradores internos
- Mecánicos
- Corrientes de Eddy
- Campo electromagnético
Ensayos no destructivos
- Convencionales (Ultrasonido, radiografía)
- No convencionales (Emisión acústica, termografía, T.L.A.)
Análisis químico (indirecto)
Predicción de la tasa de corrosión
Ensayos de laboratorio
- Normalizadores
- Simulación
Celdas de vidrio
Autoclaves estáticos
Circuitos dinámicos
Modelaje matemático
- Modelos termodinámicos
- Modelos cinéticos
- Modelos estadísticos
Prevención de fallas por corrosión
Diseño
Selección de materiales
Protección catódica
Recubrimientos
Inhibidores de corrosión
Ensayos no destructivos
Análisis de fallas
150
Reglas generales de diseño
Preferir juntas soldadas en la construcción de tanques y otros recipientes
Diseñar tanques y otros recipientes con facilidades de drenaje y limpieza
Diseñar sistemas que posean componentes fáciles de reemplazar
Evitar esfuerzos mecánicos excesivos y concentraciones de esfuerzos
Evitar contacto eléctrico entre metales disímiles
Evitar cambios bruscos de dirección del fluido
Diseñar intercambiadores de calor y otros recipientes, con distribución
uniforme de temperatura
Tratar de excluir el aire u oxígeno del sistema
Ensayos no destructivos y seguimiento a la corrosión
Selección de materiales
Vida útil de los equipos
Tipos de corrosión experimentados en la industria petroquímica y química
Fenómenos metalúrgicos asociados a las aleaciones
Otros aspectos importantes que limitan vida de equipos:
- Durante la etapa de diseño
- Calidad deficiente en la fabricación
- En la construcción
- Durante la operación
Selección de materiales
Factores a considerar
151
Ciencias auxiliares para consulta
Ejemplos de materiales recomendados para diferentes medios corrosivos
Aceros inoxidables austeníticos y ácido nítrico
Níquel y sus aleaciones con el hidróxido de sodio
Monel y ácido fluorhídrico
Hastelloy (“Chlorimet”) con ácido clorhídrico caliente
Plomo y ácido sulfúrico diluido
Aluminio y exposición a la atmósfera no contaminada
Estaño y agua destilada
Titanio y soluciones oxidantes calientes
Aceros inoxidables austeníticos y soluciones de amoníaco y ácido
carbónico
Aceros al carbono y ácido sulfúrico concentrado
Tantalio y ácidos calientes y concentrados
Propiedades de los materiales metálicos
Aceros al carbono
Aceros inoxidables
- Martensíticos
- Ferríticos
- Austeníticos
- Endurecibles por envejecimiento
- Austeníticos-ferríticos (Duplex)
Aluminio y sus aleaciones
Fundiciones de hierro
- Grises
152
- Blancas
- Maleables
- Austeníticas
- Nodular o dúctil
Cobre y sus aleaciones
Níquel y sus aleaciones
Plomo y sus aleaciones
Zinc
Estaño
Titanio y sus aleaciones
Materiales no metálicos
Elastómeros: Naturales y sintéticos
- Buena resistencia a la abración
- Buena resistencia química (HCI)
- 71 °C naturales; 135 - 304 °C sintéticos
Materiales no metálicos - Plásticos
Termoplásticos
- Fluorcarburos (Teflón T < 288 °C)
- Acrílicos (Cepillos, transparencias, etc.)
- Nylon (Hilos, telas, etc.)
- Poliéster clorado (Pentón, usados en tuberías y revestimientos en
tuberías)
- Polietilenos (Tuberías de agua)
- Poliestirenos (Buena resistencia química, frágiles)
- Cloruro de polivinilo (Buenas propiedades mecánicas, tuberías,
conexiones, etc.)
Termoestables
- Epóxicos (Mejor resistencia mecánica y de corrosión)
- Fenólicos (Revestimientos, válvulas, etc)
- Poliéster (Industria espacial)
- Úreas (Pobre resistencia a la corrosión)
- Siliconas (Pobre resistencia al calor T = hasta 288 °C)
153
Otros materiales no metálicos
Cerámicos, refractarios y aislantes (Alta temperatura, resistente a la
abrasión, erosión, corrosión, aislante térmico)
Carbón y grafito (Buen conductor de calor, resistencia térmica)
Materiales compuestos / plásticos reforzados. (Alta relación, resistencia
mecánica / peso)
Materiales sinterizados (Alta calidad y precisión dimensional)
- Metalurgia de los polvos (Alta calidad y precisión dimensional)
Recubrimientos protectores
Objeto
Formar barreras protectoras entre el metal y el ambiente corrosivo
Tipos
Metálicos
Inorgánicos
Orgánicos
Metálicos
Electrodeposición
Atomización a la llama
“Cladding”
Por inmersión
Deposición por vaporización
Por difusión a alta temperatura
Pinturas anticorrosivas
Preparación de la superficie
Selección de primera capa de fondo o “primer”
Selección de capas finales o de acabado
Orgánicos
Pinturas anticorrosivas
Protección contra el ambiente e intemperie
Propósitos decorativos
Ambos
Inorgánicos
Conversión química (anonizado y fosfatado)
Vidrio
Concreto
154
Principales componentes pinturas
Pigmentos
Vehículos
Solventes
Aditivos
Pigmentos
Materiales sólidos, secos, inertes
Propiedades
- Color
- Inhibición
- Protección U-V
- Dureza película
Ejemplos:
- Zinc metálico
- Silicato magnesio
- Carbonato calcio
Vehículos
También conocidos como aglutinantes o “Binders”
Propiedades
- Espesor película
- Flexibilidad
- Adhesión
- Curado
- Resistencia a la corrosión
Ejemplos:
- Epóxicos
- Fenólicos
- Vinilos
- Goma calorada
- Poliésteres
- Alquídicos
- Poliuretanos
- Acrílicos
Solventes
Disuelven vehículos y los fijan a la superficie
Volátiles, no permanecen en el revestimiento final
Propiedades
155
- Secado
- Vaporización
- Flujo de película
- Aplicación
Ejemplos:
- Nafta
- Xileno
- Metil-Etil-Ketona
- Agua
Factores críticos de comportamientos en revestimientos industriales
Preparación de la superficie
Condiciones ambientales y servicio prestado
- ¿Inmersión o atmosférico?
- Si es inmersión ¿Qué solución es usada?
- ¿A qué temperatura de operación?
- ¿Sometida a abrasión u otras condiciones?
Selección del revestimiento
Especificaciones completas
Inspección y seguimiento en todas las etapas
Evaluación del comportamiento real
Evaluación y ensayos de laboratorio
Protección catódica
Método eléctrico usado para evitar la corrosión en estructuras metálicas
colocadas en medios corrosivos (como el suelo o el agua)
Principio basado en la naturaleza electroquímica de la corrosión
M -------→ M+n + ne- (reacción anódica)
2H+ + 2e --------→ H2 (reacción catódica)
156
Protección catódica
Corriente impresa
- Requiere suministro externo de corriente
- Voltaje puede variar - Corriente puede variar - Cualquier requerimiento
corriente - Usado en suelos de alta
o baja resistividad - Considerar interferencias - Mayor inversión y
mantenimiento
Corriente galvánica
- Autogeneradora de corriente
- Voltaje varía con el tiempo naturalmente
- Corriente está limitada - Cantidad de corriente
pequeña - Usado en suelos de baja
resistividad o agua de mar
- Más económico
Corrosividad del ambiente
Resistividad
- Entre 0 y 103 ohm-cm, corrosivo severo
- 103 y 104 ohm-cm, moderadamente corrosivo
- 104 y 105 ohm-cm, ligeramente corrosivo
- Mayor de 105 ohm-cm, probablemente no corrosivo
Parámetros de diseño
Área del metal expuesto
Resistencia dieléctrica y calidad de la pintura
Corrosividad del medio
Naturaleza del metal a proteger
Tamaños relativos de áreas ánodica y catódica
Distribución de la corriente protectora
Corrosividad de un suelo
Porosidad
Conductividad
Cantidad de sales disueltas
Cantidad de humedad
Acidez o alcalinidad
157
Inhibidores de corrosión
Características
Sustancias que agregadas en bajas concentraciones al proceso corrosivo,
disminuyen la velocidad de corrosión
- Modificando el ambiente, Ej. removedores oxígeno
- Modificando la interfaz entre el medio corrosivo y la superficie
metálica
- Modificando el material de construcción
Técnicas no destructivas más usuales
Radiografía y gammagrafía
Partículas magnéticas
Ultrasonido
Líquidos penetrantes
Corrientes de “Eddy”
Monitoreo de corrosión, “monitoring”
Identificación de metales y aleaciones
Técnicas menos usuales
Electromagnéticas
Termografía infrarroja
Emisión acústica
Análisis de vibraciones
Boroscópios
Pirómetros
Electromagnéticas
Termografía infrarroja
Emisión acústica
Análisis de vibraciones
Boroscópios
Pirómetros
Radiografía y gammagrafía
Aplicaciones
- Defectos en soldaduras
- Variaciones de espesor
- Grietas, fisuras, inclusiones y poros
Ventajas
- Uso en casi todos los materiales
158
- Imagen visual del interior del material
- Evidencia deficiencia y errores de manufactura
- Revela fallas
Limitaciones
- Imprácticas en objetos de geometría compleja o espesores
muy gruesos
- Imposible en piezas no accesibles por ambos lados
- Obligatorio regulaciones de seguridad industrial
Fuentes de rayos gamma
Partículas magnéticas
Aplicación
- Detectar defectos en superficie y subsuperficie del equipo
Ventajas
- Sirve para detectar defectos cercanos a la superficie pieza
- Método simple, práctico y portátil
- Produce resultados visuales inmediatos
Limitaciones
- Utilizable sólo en aleaciones ferromagnéticas
- No detecta defectos paralelos al campo magnético
- La superficie a examinar debe estar muy limpia
Partículas magnéticas - imán permanente
159
Ultrasonido
Aplicaciones
- Mide espesores
- Localiza defectos
- Detecta grietas, internas, fallas, laminaciones
Ventajas
- Muestra rápidamente tamaño, ubicación y orientación de los defectos
- Disponible en equipos portátiles
- Técnica bastante exacta
Limitaciones
- Se requiere mayor especialización y experiencia del personal
- Muy limitado en superficies rugosas
- Necesita acople acústico (grasa, agua, glicerina)
- Pierde respuesta con el aumento de la temperatura
Ultrasonido
Medición de espesores por ultrasonido
160
Líquidos penetrantes
Aplicación
- Detectar defectos abiertos a la superficie
Ventajas
- Fácil de emplear, rápido, portátil y muy económico
- Resultados visuales inmediatos
Limitaciones
- No detecta defectos internos
- La superficie debe estar muy limpia
- Necesita cámara oscura cuando se utiliza líquido fluorescentes
CORRIENTES DE “EDDY”
Aplicaciones
- Verifica variaciones de espesor
- Detecta defectos superficiales
- Determina propiedades del material
Ventajas
- Adaptable a procesos continuos
- Excelente sensibilidad a picaduras
- Alternativa para metales no ferrosos
Limitaciones
- Sólo aplicable a materiales conductores eléctricos
- Proporciona sólo resultados cualitativos
- La sensibilidad disminuye con la profundidad
Identificación de metales y aleaciones
Aplicación
- Durante la construcción de plantas, adquisición de materiales y
piezas de repuestos
Ventajas
- Evitar errores en las instalaciones
- Prevenir fallas en el servicio
- Método rápidos, económico, prácticos y portátiles
Limitaciones
- Falta de precisión con algunos metales
- A veces requieren otros métodos (END) o análisis químicos
adicionales
161
ANÁLISIS DE FALLAS
Objetivos
Técnicas de investigación para determinar la(s) causa(s) de la falla
Acciones concretas para prevenir la recurrencia de las mismas
Extender la vida, disponibilidad y confiabilidad de las plantas
Minimizar la ocurrencia de paradas imprevistas, costosas e inseguras
Establecer programación apropiada de mantenimiento preventivo
Corregir errores de diseño e inapropiada selección de materiales
Evitar implicaciones de tipo legal
Mala calidad en el material original
Defectos iniciadores y propagadores de fallas (porosidad, laminaciones,
inclusiones)
Acero con exceso de impurezas (S,P)
Mal acabado superficial
Deficiencia en las dimensiones y tolerancias (espesor, diámetro)
Situaciones que originan fallas - Durante la etapa de diseño
Falta de una especificación integral de materiales
Selección inapropiada de materiales
Crear situaciones desfavorables (estancamiento y turbulencia del fluido)
Condiciones de cavitación (alta velocidad, caída de presión)
Restricciones físicas, concentración de esfuerzos
Falta accesibilidad física para mantenimiento y reemplazo de componentes
Situaciones que originan fallas - Durante la fabricación y ensamblaje
Errores al recoger y ensamblar materiales
Errónea selección de procesos de soldar y/o electrodos
Ausencia de un procedimiento calificado para soldar
Omisión del precalentamiento y del tratamiento térmico después de soldar
Utilización de soldadores no calificados según códigos aplicables
Deficiencias y falta de control en la inspección
Situaciones que originan fallas - Durante el servicio y operación
Corrosión (H2S, CO2, CI)
Sobrecarga mecánica
Esfuerzos y temperatura “creep”
Baja temperatura (fragilidad)
Otros fenómenos metalúrgicos (fase sigma, fragilidad por revenido)
Fragilidad por hidrógeno
162
Tipos de falla según modo de fractura
DÚCTIL
FRÁGIL
Textura fibrosa
Exceso deformación plástica
Propagación lenta
Alto consumo de energía
Micro-vacíos
Ej.: sobrecarga
Textura azucarada
Sin deformación plástica aparente
Propagación rápida
Bajo consumo de energía
Micro-estriaciones
Ej.: corrosión bajo tensión
Tipos de falla según morfología
INTERGRANULARES
TRANSGRANULARES
Propagación siguiendo los bordes de los granos
Agrietamiento ramificado y fino
Propagación a través de granos
Grietas gruesas, sin mucha ramificación
Procedimientos típicos para un análisis de fallas
1. Historia y documentación
Revisar especificación de diseño
Revisar especificación de materiales
Verificar y certificar pruebas
Tiempo de servicio
Resultados de inspecciones anteriores a la falla
Revisar experiencias similares
Realizar análisis preliminar
2. Condiciones de operación del proceso
Temperatura, presión composición química
Presencia de contaminantes: O2, H2S, CI-, CO2
Registros de operación anormal: P, T, ciclo térmico, velocidad del fluido
Determinar esfuerzos residuales (posibles cambios de fases)
Verificar registros de vibraciones y cargas cíclicas
Constatar restricciones físicas en el componente
Verificar la presencia de sólidos en suspensión
3. Examen visual y macroscópico
Ubicación y dimensión de la falla
Presencia de productos de corrosión
Pérdida de material, espesor, desgaste y agrietamiento
163
Deformación plástica, fractura frágil y distorsión
Coloración debida a cambios de temperatura o por ataque corrosivo
4. Examen microscópico (óptico- MEB-MET)
Determinación dimensional de grietas, fisuras, vacíos y capas de productos
de corrosión
Tipos de agrietamiento: intergranular, transgranular y mixto
Modo de fractura: dúctil o frágil
Identificación de fases, precipitados e inclusiones
Visión de la topografía de la cara de la fractura (fractografía)
Análisis semi-cuantitativo de los elementos presentes en la falla
5. Análisis elemental de aleaciones
Químico por vía húmeda
Espectroscopia por absorción atómica
Espectroscopia por fluorescencia de rayos X
Métodos de combustión para C y S en aceros
6. Análisis de películas superficiales
Espectroscopia Auger (identifica casi todos los elementos de la tabla
periódica)
Microsonda de electrones, identifica todo los elementos de la tabla periódica
con número atómico > de 12
EDX análisis dispersivo de rayos X con determinación cualitativa y
semicuantitativa
7. Análisis de productos masivos de corrosión
Difracción de rayos X (compuestos cristalinos, depósitos)
Fluorescencia de rayos C (sólidos cristalinos y amorfos, líquidos y gases)
Espectroscopia infrarroja y ultravioleta (identifica compuestos orgánicos,
plásticos y gomas)
Espectroscopia de Mossbauer (identifica sulfuros, nitruros, carburos y
óxidos en aleaciones)
8. Ensayos mecánicos
Resistencia mecánica (tensión, punto cedente)
Elongación, reducción de área (ductilidad)
Tenacidad y resistencia al impacto (“Charpy”)
Resistencia a la termofluencia (“Creep”)
Dureza (macro y micro)
![Manual Revit Architecture 2012 Basico[1]](https://img.pdfslide.tips/doc/110x75/56d6bd661a28ab30168dd681/manual-revit-architecture-2012-basico1.jpg)
