Corrosion Interior

GERENCIAMIENTO DE CORROSIÓN INTERIOR EN PLANTAS Y CAMPOS DE CRUDO Y GASEN PLANTAS Y CAMPOS DE CRUDO Y GAS.

GERENCIAMIENTO DE CORROSIÓN INTERIOR EN PLANTAS Y CAMPOS DE CRUDO Y GAS

Preparado por:

Página 2 de 30Ing. Juan Carlos Pachón / Qco. Julio Xiques


OBJETIVOS

- Realizar un control de corrosión interior adecuadoRealizar un control de corrosión interior adecuado.

- Maximizar la espectativa de vida de los ductos y facilidades.

- Brindar confiabilidad a la operación.p

- Disminuir el riesgo de Corrosión Interior.

- Bajar los costos operacionales.j p

- Proveer información confiable para un Plan General de

Gerenciamiento de Integridad.

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ALCANCE

El servicio de gerenciamiento de corrosión interior en líneas, tanques,

vasijas y demás facilidades, permite maximizar la seguridad y la vida de los

equipos, así como minimizar costos de operación para nuestros clientes.

Evaluación Inicial

Ej ió d h t t ’Ejecución de hot - tap’s

Retiro e Instalación de Cupones

Determinación Velocidad de Corrosión y Tipo.

Muestreo y Análisis QuímicoMuestreo y Análisis Químico

Conclusion / Recomendaciones

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METODOLOGIA

El programa de monitoreo de corrosión interior de Tecnología Total se

fundamenta en un programa de integridad ciclico o proceso continuo,

que tiene como objetivo mantener el sistema en operación, de acuerdo

al siguiente diagrama.

Monitoreo de corrosión interior en un programa de integridad.

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La metodología tiene como objetivo evaluar el proceso de control deMETODOLOGIALa metodología tiene como objetivo evaluar el proceso de control de

corrosión, a través de indicadores de daños de amenazas por corrosión

en equipos antes de que ocurra un daño significativo de ésta formaen equipos antes de que ocurra un daño significativo, de ésta forma

brindando confiabilidad a la operación y ahorro a largo plazo.

TECNICATIEMPO PARA

MEDICION INDIVIDUAL

TIPO DE INFORMACION

VELOCIDAD DE

RESPUESTA

AMBIENTE POSIBLE

CUPONES DE CORROSION

LARGO PERIODO DE EXPOSICION

VELOCIDAD DE CORROSION

PROMEDIO Y TIPO BAJA CUALQUIERA

ANALISISQUIMICO INSTANTANEA ESTADO CORROSIVO

(AMBIENTE) RAPIDA CUALQUIERA

PROBETAS DE VELOCIDAD DEPROBETAS DERESISTENCIA ELECTRICA Y

POLARIZACION LINEAL

RESPUESTASRAPIDAS

VELOCIDAD DE CORROSION ,

EFECTIVIDAD DEL INHIBIDOR Y/O

BIOCIDA.

RAPIDA CUALQUIERA

Técnicas de Monitoreo Empleadas para Evaluación de Corrosión Interior.Página 6 de 30


SERVICIO DE HOT – TAP’S EN LINEAS DE FLUJO

Cuando el cliente no cuenta con las

facilidades para el monitoreo defacilidades para el monitoreo de

corrosión interior, se realiza el servicio

de Hot-Tap el cual es una intervenciónde Hot-Tap, el cual es una intervención

física de corte de material sobre un

sistema en operación para realizar unasistema en operación para realizar una

conexión o instalar un accesorio

mediante corte y soldadura en unay

tubería o equipo que está a presión, sin

experimentar fugas del contenido,g

utilizando para ello válvulas, accesorios

y un equipo de Hot Taping.

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Esquema Equipo de Hot – Tap.


BENEFICIOS DEL HOT-TAP’S

• Sistema de operación continuo –evita paradas programadas de plantae interrupción de servicios.

• No hay grandes venteos de gas a lay g gatmósfera.

• No hay grandes fugas de líquidos oNo hay grandes fugas de líquidos opetróleo al medio ambiente.

• Incrementa la seguridad del personal• Incrementa la seguridad del personal.

• Reducción de costos asociados conl ió di ió dplaneación y coordinación de

pérdidas de producción, horarios,papeleos y manejo directo.

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PROCEDIMIENTO DE HOT-TAP.

• Para los trabajos de Hot-Tap en líneas deflujo, tuberías de proceso, vasijas y tanques,se debe tener en cuenta las presiones dedi ñ l á i itiddiseño que no superen la máxima permitidapor el equipo Hot-Tap.

• Conexión del fitting en la línea de produccióng ppor soldadura en el acero o ajuste de pernos.Instalar la válvula.

• Realizar el hot tap cortando el cupón de la• Realizar el hot-tap cortando el cupón de lalínea de producción a través de la válvulaabierta. El dispositivo especial (Perforadorpiloto) retiene el cupón después de laoperación de Hot-tap. Retirar el cupón a travésde la válvula y cerrar la válvula.

•Remover la máquina extractora y agregar elRemover la máquina extractora y agregar elramal de la línea de producción, purgar eloxigeno, abrir la válvula. Finalmente la nuevaconexión esta puesta en servicio.Partes generales de sistema de Hot - tap.

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ALGUNOS DOCUMENTOS DE REFERENCIA PARA HOT-TAP

American National Standars Institute (ANSI)

• ANSI B 16 5 Pipe Flanges and Flanged Fittings• ANSI B 16.5 Pipe Flanges and Flanged Fittings

American Society of Mechanical Engineers (ASME)

• 31.3 Petroleum Refenery Piping • 31.4 Transportation Piping System• 31.8 Gas Transmission and Distribution Piping System

- Sección VIII Pressure Vessel División 1Sección VIII Pressure Vessel División 1- Sección IX Welding and Brazing Qualifications

Applicable Hot Tap Equipment Operating Manuals.

A i P t l I tit t (API)American Petroleum Institute (API)

• Publicación API 2201. “Procedimientos para soldadura oHot Tapping en equipos que contienen sustanciasot app g e equ pos que co t e e susta c asinflamables”.

• RP 1107. “Recommended Pipe Line MaintenanceWelding Practices”.

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CUPONES DE CORROSIÓN

• Un cupón es una pequeña pieza de metalque es expuesta a un ambiente corrosivo.

DISCO

CILINDRICO

• De composición química similar a la delsistema en evaluación.

PLATINA

SOLDADURA• Se expone por un periodo de tiempo fijo.

D i di ió i l d l ti d• Da una indicación visual del tipo decorrosión.

El ó li i d d t• El cupón es limpiado y pesado antes ydespués de la exposición para determinarla pérdida de material o de peso. A partirde la pérdida de peso se calcula la tasa dede la pérdida de peso se calcula la tasa decorrosión en mpy (Milésimas de pulgadapor año)

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LOCALIZACION DE CUPONES DE CORROSIÓN

• Flujo de fluidos a alta velocidad

• Puntos muertos (Dead Legs)

• Aguas abajo de puntos con posible entrada de oxígeno (Tanques,bombas)

C bi d di ió d fl j (C d h )• Cambios de dirección y de flujo (Codos, choques)

• Donde exista condensación y acumulación de agua.

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VELOCIDADES DE CORROSION

Donde:

W: Pérdida de peso en (g)

Conocidas las dimensiones, peso y densidad del metal:

A: Área de exposición en (in2)

T: Tiempo de exposición

D: Densidad del material (g/cm3)

La corrosión medida, asume pérdida uniforme de material.

Interpretación de Resultados.

Norma NACE Standard RP 0775-2005 item No. 21017. "Preparation, installation,A l i d I t t ti f C i C i Oilfi ld O ti "Analysis and Interpretation of Corrosion Coupons in Oilfield Operation"

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“RETRIEVER” Y VÁLVULA DE SERVICIO”

• Diseñados para dar acceso a los dispositivos de monitoreo en sistemas

presurizados

Permite la operación en sistemas con altas presiones y temperaturas• Permite la operación en sistemas con altas presiones y temperaturas.

• Opera bajo un principio de balance de presión extendiendo y colapsando el barril

externo de una manera fácil y segura para el retiro e instalación de sistemas dey g p

monitoreo (cupones, probetas de resistencia eléctrica, etc.).

VÁLVULA DE SERVICIO RETRIEVER

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ANÁLISIS FÍSICOQUÍMICO – SRB (Conteo de Bacterias)

En los sistemas de producción de aceite, gas y agua las bacterias pueden causar problemascomo corrosión del acero, taponamiento de equipos y generación de H2S

• Bacterias aeróbicas: Se reproducen en presencia de oxígeno ( mínimo 0.2 a 0.5 ppm ).p p g ( pp )Las mas importantes son las formadoras de lama y las que depositan hierro.

• Bacterias anaeróbicas: Son las mas que mas afectan los sistemas de producción.La mayoría producen iones sulfuro ( SRB ) y forman H2S en agua, creando una soluciónácida y corrosiva.

Reacciones que se llevan a cabo en el agua de producción del sistema en particular.

BB Bacteria Desulfovidrio.BT Bacteria aerobia heterótrofaBA Combinación de las reacciones BB y BT Perfil de SRBCLOUDY Bacteria Anaerobia

Perfil de SRB

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ANÁLISIS FÍSICOQUÍMICO – HIERROS TOTALES

• La presencia de hierro disuelto o en suspensión (total) en los fluidos de un sistemapuede ser un

indicio de corrosión.• Una disminución en el contenido de hierros después de iniciado un tratamientoUna disminución en el contenido de hierros después de iniciado un tratamientopuede

indicar rápidamente efectividad del programa de tratamiento• Debe compararse con otros métodos de monitoreo.

L t d l fl id li d d b t ti d l i t• La muestra del fluido analizado debe ser representativa del sistema.

Estándar de calidad en líneas y facilidades

Hierros totales (ppm) corrosividad

< 5 No

> 5 Si> 5 Si

NACE RP 0192-98: “Monitoring Corrosion in Oil andGas production with iron counts”.

Fe+2 Fe+2H+ H+

H2 H2H2 H2

P fil d hi lAnodoAnodo CátodoCátodo Perfil de hierros totales.

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ANALISIS FISICOQUIMICO - CO2 EN AGUA DE PRODUCCIÓN

• La corrosión por CO2 es conocida como Corrosión Dulce. El CO2 se disuelve eioniza en el agua para formar Acido Carbónico (bajando el pH), de acuerdo conla siguiente fórmula:

CO2 + H2O H2CO3 + HCO3-

• Los factores importantes que gobiernan la solubilidad del CO2 son la Presión,Temperatura pH y composición del aguaTemperatura, pH y composición del agua

• La presión es el factor más influyente, especialmente en sistemas de gascondensado donde el contenido de minerales disueltos es bajo. La presiónparcial (Pp) es útil para medir el potencial de corrosión.

Pp = Presión Total x Fracción molar de CO2

Presion Parcial CO2 (psi) Corrosividad< 7 No

Estándar de calidad en líneas y facilidades

< 7 No7 – 30 Moderada> 30 alta

H. Byars, Corrosion Control in PetroleumH. Byars, Corrosion Control in Petroleum Production, 2nd ed. (Houston, TX: NACE, 1999)

Perfil de CO2

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ANÁLISIS FÍSICOQUÍMICO – OXIGENO DISUELTO

• El Oxígeno es el gas de mayor potencial para la corrosión. ElOxígeno disuelto a bajas concentraciones (<1 ppm) puede causarcorrosión Su combinación con CO y H S incrementa drásticamentecorrosión. Su combinación con CO2 y H2S incrementa drásticamentela corrosión.

• El Oxígeno acelera la corrosión en dos formas:El Oxígeno acelera la corrosión en dos formas:

– Como un Despolarizador: El O2 se combina con los electronesevitando la formación de un “blanket” de hidrogeno protectorevitando la formación de un blanket de hidrogeno protector.

– Como un Oxidante: La oxidación del ion ferroso (Fe++) a ionférrico (Fe+++) incrementa la rata de corrosión a pH superior a 4férrico (Fe ) incrementa la rata de corrosión a pH superior a 4.

La solubilidad de los gases en los líquidos disminuye como latemperatura aumentatemperatura aumenta.

Fuente: L. W. Jones, Corrosion and Water Technology (tulsa, OK: OGCI, 1992), p. 20.

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ANÁLISIS FÍSICOQUÍMICO – MEDIDA DE OXIGENO DISUELTO

Estándar de calidad para mantenerintegridad de las líneas y facilidades

Bajo corte agua de producciónOxígeno Disuelto (ppm) Corrosividad

<7 Baja>7 Alta

Alto corte agua de producciónOxígeno Disuelto (ppm) Corrosividad

<1 Baja>1 Alta Perfil de Oxigeno Disuelto.

• L. W. Jones, Corrosion and Water Technology (tulsa, OK:OGCI, 1992), p. 20.

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ANÁLISIS FISICOQUIMICO - MEDIDA DE H2S

• La corrosión por H2S es conocida como Corrosión Acida. El H2S es 70 veces más soluble en agua que el O2 El mecanismo de corrosión porveces más soluble en agua que el O2. El mecanismo de corrosión por H2S obedece a las siguientes ecuaciones:

H S HS- + H+H2S HS- + H+

HS- S= + H+

Fe++ + S= FeS

• El H2S puede estar presente en sistemas de agua de formación como un resultado del metabolismos de bacterias SRB

Department of Transportation. CFR492. Vol. 3. Part 192. “Transportation of Natural and other Gas by Pipeline: Minimum Federal Safety Standards” § 192 475 Oct 1 2001 Washington D CFederal Safety Standards § 192.475. Oct 1 2001. Washington D.C.

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ANÁLISIS FISICOQUIMICO - MEDIDA DE H2S

Estándar de calidad para mantener integridad de las líneas y facilidades

H S ( ) C i id dH2S (ppm) Corrosividad

<4 No

>4 Si>4 Si

Department of Transportation. CFR492. Vol. 3. Part 192.“Transportation of Natural and other Gas by Pipeline:Minimum Federal Safety Standards” § 192 475 Oct 1Minimum Federal Safety Standards § 192.475. Oct 12001. Washington D.C.

Perfil de íon sulfuro.

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ANÁLISIS FISICOQUIMICO - MEDIDA ION CLORURO

El acero debe tener una solución conductiva sobre su superficie para formaruna celda para el ataque corrosivo. La adición de sales que contienenp q qcloruros, comúnmente encontrados en líneas de producción de gas y aguaincrementa la conductividad y la corrosión del agua, resultando en tipo decorrosión pitting y general.

Estándar de calidad líneas y facilidades

Ion Cloruro (ppm) Corrosividad50 Bajaj

200 Moderada500 Severa

Uhlig, H.H.,and Revie, R.W., 1985, Corrosion and Corrosion Control,John wiley & Sons, New York.

Perfil de ion cloruro.

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ANÁLISIS FISICOQUIMICO – SOLIDOS TOTALES DISUELTOS (STD)

Los sólidos disueltos tales como carbonato y bicarbonato reducen lacorrosión, mientras otros iones agresivos tales como cloruros y sulfatosg ypueden incrementarla por interferir en la capa protectora, la razón es quea medida que los sólidos disueltos incrementa, la solubilidad del oxigenodisminuye, porque la rata de corrosión depende de la difusión deoxigeno sobre la superficie catódica.

Para determinar la concentración de STD se utiliza la siguienteecuación:

STD (mg/L) = 0.5 EC (uS/cm)

Donde:EC = Conductividad Eléctrica

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ANÁLISIS FISICOQUIMICO – SOLIDOS TOTALES DISUELTOS (STD)

Estándar de calidad para mantener

STD( ) Corrosividad

integridad de las líneas y facilidades

(ppm) Corrosividad

< 250 No 250 – 500 Ligero

500 1000 Moderado500 – 1000 Moderado1000 – 5000 Alto

> 5000 Muy alto

Scotto, V., DeCintio, R., and Marcenaro, G., 1985, “theinfluence of marine aerobic microbial film on stainless steelcorrosion behaviour”, Corrosion Science. Perfil de STD

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ANÁLISIS FÍSICOQUÍMICO - RESIDUAL DE INHIBIDOR

• Cuando se usan inhibidores de corrosión esimportante saber cuanto residual hay aguasabajo del punto de inyección.

• Se debe mantener suficiente inhibidor através del sistema para asegurar un buen nivelde protecciónde protección.

• Su determinación se basa en la medidaespectrofotometría a una longitud de onda de425nm, realizando una extracción líquido-líquido con CHCL3, el cual extrae el complejoformado entre los inhibidores de corrosiónbase amina y los tintes de Bromocresolbase amina y los tintes de Bromocresolmezclados.

• No existe una normatividad establecida parad t i l tid d d i hibid i

Perfil de RIC en campo a 200 ppm de inhibidor base aminadeterminar la cantidad de inhibidor necesario

para proteger las líneas de flujo, por lo tantodebe ser determinado particularmente para laaplicación de campo en un sistema y

de inhibidor base amina.

p p ycomparando con otros variables de monitoreo.

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ANÁLISIS FÍSICOQUÍMICO - RESIDUAL DE BIOCIDA• Cuando se usa biocida es importante saber cuanto residual hay aguas abajo del

punto de inyección para controlar el crecimiento biológico en sistemas de agua deformación, ya que se producen una gama de bacterias, anaerobias (SRB) y aerobias.

• Su determinación se basa en la titulación del glutaraldehido (principio activo delSu determinación se basa en la titulación del glutaraldehido (principio activo delbiocida), con acido sulfúrico en presencia de sulfito e indicador de fenolftaleína paradeterminar el punto final.

N i t ti id d t bl id d t i l tid d d bi id• No existe una normatividad establecida para determinar la cantidad de biocidanecesario para desinfectar las líneas de flujo, por lo tanto debe ser determinadoparticularmente en un sistema y comparando con otros variables de monitoreo comodeterminación de bacterias SRB y APB.y

• Para cada sistema se debe establecer un Valor Crítico Máximo Permitido (VCMP), debacterias el cual será la referencia para la evaluación del tratamiento y valoración delriesgo por biocorrosión residualriesgo por biocorrosión residual.

Determinación de la población potencial.Página 26 de 30


Revision datos historicos de MCI por Fisicoquimicos y cuponesMETODOLOGÍA GENERAL

PARA EL MONITOREOY EVALUACION GENERAL

Prueba en campo

Identificación

Y EVALUACION GENERAL DE CORROSION INTERIOR.

Monitoreo porcupones de corrosión

puntos de monitoreo

Monitoreo de variables Fisicoquímicas

estandar y/o PWRCq

Retiro e instalación de nuevos cupones de corrosión

Medición in sítu de CO2 , pH, T0 C, STD y Hierros totalescupo es de co os ó S y e os tota es

Prueba en laboratorio

i ió dDeterminación de existencia, velocidad y tipo

de corrosión de cupones retirados

Análisis de Residual de inhibidor, biocida y iones

cloruros

l ió dEvaluación de desempeño de

inhibidor, biocida e integridad de las líneas

Nota: La evaluación del desempeño del control de corrosión se realizara de acuerdo a los políticas internas

Conclusiones y recomendacionesPágina 27 de 30

pdel cliente para el mantenimiento de la integridad de las líneas y facilidades.


RECURSO HUMANO

Tecnología Total cuenta con personal altamente calificado para laejecución de los proyectos de ingeniería para el monitoreo de corrosióninterior, cumpliendo con las expectativas, necesidades e interés denuestros clientes, bajos procedimientos normalizados de acuerdo a lanormas NACE, API y ASTM y otras más.

Técnicos de Corrosión, para retiro e instalación de sistema de monitoreo (cupones y probetas).

Químico, para toma muestras y análisis Químicos.

Ingenieros NACE Certified InternalCorrosion Technologist para planeación análisis de los resultadosanálisis de los resultados.

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ELEMENTOS NORMATIVIDAD

NORMATIVIDAD

Cupones NACE MR 0775 “Preparation, Installation, Analysis, and Interpretation of Corrosion Coupons in Oilfield Operations”

Retriever y válvula de NACE MR 0175 “Petroleum and Natural gas Industries, yservicio .

g ,Materials for Use in H2S containing environments in Oiland Gas production.

pH meter. Norma API RP 45. Recommended Practice for Analysis of Oilfields waters. Third Edition, 1998.

Análisis de bacterias SRB

RP 0204-04: “Stress Corrosión Cracking (SCC) DirectAssessment Methodology”.

Análisis CO2 en aguas ASTM D 513 (latest revision), “Standard Test Methods for Total and Dissolved Carbon Dioxide in Water”.

Análisis de Hierros NACE RP 0192: “Monitoring Corrosion in Oil and gas totales.

g gproduction with iron counts”.

Análisis Oxígeno Disuelto.

ASTM D 888 (latest revision), “Standard Test Methods for Dissolved Oxygen in Water”.

Análisis de Sulfuros. ASTM D 4658 (latest revision), “Standard Test Method for Sulfide Ion in Water”.

Análisis Amina Fílmica ASTM D 3370 82 “Standard Practice for SamplingAnálisis Amina Fílmica. ASTM D-3370-82 Standard Practice for Sampling water”.

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Gracias ….

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