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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA
QUÍMICA E INDUSTRIAS EXTRACTIVAS
Departamento de Ingeniería en Metalurgia y Materiales
Estudio comparativo de la corrosión asistida por
flujo de los aceros API 5L X70 Nueva
Generación y un API 5L X70 Tradicional en el Tanque Separador Horizontal
TE S I S
QUE PARA OBTENER EL GRADO DE
INGENIERO EN METALURGIA Y MATERIALES
PRESENTA
MARCOS FRANCISCO SANTILLÁN HERNÁNDEZ
DIRECTORES DE TESIS
DRA. MANUELA DÍAZ CRUZ
DR. MARCO ANTONIO DOMÍNGUEZ AGUILAR
MÉXICO, D.F. MARZO 2016
Agradecimientos
Te doy las gracias Mamá, por tu esfuerzo que es impresionante y por tu amor hacia mí que es
invaluable. Junto con mi padre me han educado, me han proporcionado cada cosa que he necesitado.
Sus enseñanzas las aplico cada día, de verdad que tengo mucho por agradecerles.
A mi familia, quienes suponen los cimientos de mi desarrollo, todos y cada uno de ustedes, han
destinado tiempo para enseñarme nuevas cosas, para brindarme aportes invaluables que servirán para
toda mi vida.
A mis asesores, Dra. Manuela, Dr. Arturo y Dr. Marco, por su esfuerzo y dedicación. Sus
conocimientos, sus orientaciones, su persistencia, su paciencia y su motivación han sido
fundamentales para mi formación como futuro investigador.
A mis sinodales, Dra. Elsa Arce, Ing. Claudia Ramírez y Dr. Federico Chávez, quienes no solo
aportaron conocimiento a este trabajo, si no también me han brindado su amistad, confianza y cariño;
estoy muy agradecido con ustedes.
Por último, a todos aquellos que durante el trayecto de la carrera me han brindado su apoyo y amistad;
amigos, personal docente y cada uno que formo parte de esta historia, les agradezco. Quisiera poder
poner a cada uno de ustedes en esta dedicatoria, pero la lista sería realmente larga, lo cual me hace
inmensamente feliz.
Gracias a cada uno, los quiero.
“La técnica al servicio de la patria”
Dedicatorias
A mis padres
Santillán Lagos Ángel Marcos y Hernández Hernández Argelia
A mis amigos, la familia que uno elige
A mis compañeros de la carrera, así como los que fui conociendo durante mi formación
A mis asesores de tesis, Dra. Manuela Díaz y Dr. Marco
Gracias a todos aquellos que hicieron posible este trabajo
Índice
LISTA DE FIGURAS ........................................................................................................................ I
LISTA DE TABLAS ........................................................................................................................ V
RESUMEN ..................................................................................................................................... VII
INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... IX
CAPITULO I ..................................................................................................................................... 1
MARCO TEÓRICO ......................................................................................................................... 1
1.1 DEFINICIÓN DE CORROSIÓN ........................................................................................ 1
1.2 PRINCIPIOS ELECTROQUÍMICOS ................................................................................ 1
1.3 CLASIFICACIÓN DE LA CORROSIÓN .......................................................................... 3
1.3.1 Corrosión intergranular ....................................................................................................... 3
1.3.2 Corrosión por picadura ........................................................................................................ 3
1.3.3 Corrosión generalizada ........................................................................................................ 3
1.3.4 Corrosión galvánica............................................................................................................. 4
1.3.5 Corrosión por grietas ........................................................................................................... 4
1.3.6 Corrosión bajo tensión ........................................................................................................ 4
1.3.7 Corrosión erosiva ................................................................................................................ 4
1.4 TIPOS DE CORROSIÓN EN EL ÁREA DE PRODUCCIÓN DE GAS Y CRUDO ..... 4
1.4.1 Corrosión por H2S ................................................................................................................. 5
1.5 CORROSIÓN ASISTIDA POR FLUJO (Flow Assisted Corrosion, FAC) ..................... 6
1.6 FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTENCIA A LA CORROSIÓN DE UN
METAL .............................................................................................................................................. 8
1.6.1 Factores termodinámicos ..................................................................................................... 8
1.6.2 Factores electroquímicos ..................................................................................................... 8
1.6.3 Factores metalúrgicos .......................................................................................................... 9
1.6.4 Factores ambientales ......................................................................................................... 10
1.7 TÉCNICAS ELECTROQUÍMICAS ................................................................................. 11
1.7.1 Método potenciodinámico ................................................................................................. 11
1.7.2 Resistencia a la polarización ............................................................................................. 11
1.7.3 Ventajas de la Rp............................................................................................................... 14
1.7.4 Limitaciones de la Rp ........................................................................................................ 14
1.8 PROBETAS ELECTROQUÍMICAS ................................................................................ 14
1.8.1 Probeta de tres electrodos idénticos .................................................................................. 14
1.8.2 Probeta tipo peineta de dos electrodos .............................................................................. 15
1.9 CLASIFICACIÓN DE LOS TANQUES SEPARADORES ............................................ 15
1.10 PROCESO DE SEPARACIÓN DE HIDROCARBUROS .............................................. 16
1.10.1 Sección de separación primaria ..................................................................................... 17
1.10.2 Sección de separación secundaria ................................................................................. 17
1.10.3 Sección acumuladora de líquidos .................................................................................. 17
1.11 COMPORTAMIENTO DEL FLUJO DENTRO DEL TANQUE SEPARADOR ........ 17
1.11.1 Flujo laminar ................................................................................................................. 18
1.11.2 Flujo turbulento ............................................................................................................. 18
1.11.3 Volumen muerto o zonas estancadas ............................................................................. 19
1.11.4 Vórtice o vortex ............................................................................................................. 19
1.12 NUMERO DE REYNOLDS ............................................................................................... 19
1.12.1 Números de Reynolds críticos ....................................................................................... 20
1.13 TIPOS DE ACEROS API 5L EMPLEADOS EN LA INDUSTRIA PETROQUIMICA
21
1.13.1 Componentes de acero grado API 5L para servicio amargo ......................................... 23
ESTADO DEL ARTE ..................................................................................................................... 25
CAPÍTULO II .................................................................................................................................. 29
METODOLOGÍA EXPERIMENTAL .......................................................................................... 29
2.1 EQUIPOS ............................................................................................................................. 30
2.2 MATERIALES .................................................................................................................... 32
2.2.1 Separador ........................................................................................................................... 32
2.2.2 Aceros ............................................................................................................................... 33
2.3 METODOLOGÍA EMPLEADA EN LAS ETAPAS DEL DESARROLLO
EXPERIMENTAL. ......................................................................................................................... 34
2.3.1 Preparación del medio químico ......................................................................................... 34
2.3.2 Preparación de las probetas electroquímicas ..................................................................... 34
2.3.3 Metalografía y análisis de la composición química .......................................................... 35
2.3.4 Pruebas de polarización potenciodinámica para la obtención de la velocidad de corrosión
mediante la técnica de resistencia a la polarización ...................................................................... 36
2.3.5 Determinación de los productos de corrosión ................................................................... 37
2.3.6 Caracterización de los productos de corrosión mediante el uso de Microscopia Electrónica
de Barrido y EDS .......................................................................................................................... 37
2.3.7 Caracterización de los productos de corrosión mediante Difracción de Rayos X ............. 37
2.3.8 Limpieza de la superficie del acero ................................................................................... 38
CAPÍTULO III ................................................................................................................................ 39
RESULTADOS Y DISCUSIÓN ..................................................................................................... 39
3.1 CARACTERIZACIÓN MICROESTRUCTURAL DE LOS ACEROS GRADO API 5L X70
........................................................................................................................................................... 39
3.2 DETERMINACIÓN DE LAS VELOCIDADES DE CORROSIÓN .............................. 41
3.2.2 Graficas de Velocidad de Corrosión contra Posición ........................................................ 44
3.3 CARACTERIZACIÓN DE LA SUPERFICIE MEDIANTE MEB ............................... 45
3.3.1 MEB para las probetas del acero NG ................................................................................ 45
3.3.3 MEB para la probeta A del acero T ................................................................................... 49
3.4 DIFRACCIÓN DE RAYOS X (DRX) ............................................................................... 53
3.4.1 Difractogramas del acero API 5L X70 T y NG de la probeta C ....................................... 53
3.5 ANÁLISIS DE LA SUPERFICIE DE LOS CUPONES DESPUÉS DE SU LIMPIEZA
56
3.5.1 Resultados después de la limpieza para el acero API 5L X70 T ....................................... 57
3.5.2 Resultados después de la limpieza para el acero API 5L X70 NG ................................... 60
CONCLUSIONES ........................................................................................................................... 65
BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................. 67
APÉNDICE A .................................................................................................................................. 71
APÉNDICE B .................................................................................................................................. 73
APÉNDICE C .................................................................................................................................. 78
APÉNDICE D .................................................................................................................................. 80
APÉNDICE E .................................................................................................................................. 88
i
Lista de figuras
Figura Leyenda Página
1.1 Paso de corriente eléctrica 2
1.2 Generador electroquímico de corriente eléctrica 2
1.3 Superficie sometida a FAC con un flujo de una fase 6
1.4 Superficie sometida a FAC con un flujo multifásico 7
1.5 Ejemplificación del diagrama 13
1.6 Probeta de tres electrodos idénticos 14
1.7 Probeta tipo peineta de dos electrodos 15
1.8 Probeta tipo peineta de tres electrodos 15
1.9 Diagrama general de un tanque separador horizontal 17
1.10 Ejemplificación de un flujo laminar 18
1.11 Ejemplificación del flujo turbulento 18
1.12 Ejemplificación de un vórtice forzado y uno libre 19
2.1 Procedimiento experimental presentado de forma esquemática 29
2.2 Equipo utilizado durante la experimentación 31
2.3 Laptop para recolección de datos y Potenciostato / Galvanostato 31
ii
2.4 Ubicación de las probetas electroquímicas en el modelo del tanque separador
en funcionamiento
31
2.5 Ubicación de las probetas electroquímicas en el modelo del tanque separador
en un plano inclinado.
32
2.6 Diagrama del tanque separador 33
2.7 Probetas electroquímicas vistas en diferentes perspectivas 35
2.8 Potenciostato/galvanostato PARSTAT 2263 36
2.9 Microscopio Electrónico de Barrido JEOL JSL 6300 37
2.10 Difractometro D8 Focus Bruker 38
2.11 Ultrasonido Bransson 1200 38
3.1 Microestructuras del acero API 5L X70 Tradicional (A) y Nueva Generación
(B) respectivamente
40
3.2 Porciento de inclusiones del acero API 5L X70 Tradicional (A) y Nueva
Generación respectivamente (B)
41
3.3 Curvas Rp para las probetas A de los aceros API 5L X70 T y NG para un
flujo de 6.5 l/min
43
3.4 Curvas Rp para las probetas A de los aceros API 5L X70 T y NG para un
flujo de 8 l/min
43
3.5 Curvas Rp para las probetas A de los aceros API 5L X70 T y NG para un
flujo de 12 l/min
44
3.6 Velocidad de corrosión contra Posición para el acero API 5L X70 T y NG 45
3.7 Micrografía de la superficie de los cupones de acero API 5L X70 NG a 20,
300 y 1500x
46
3.8 Mapeo de elementos químicos de la probeta A del acero NG 48
3.9 Análisis puntual de la probeta A del acero NG a 1500x 49
iii
3.10 Micrografía de la superficie de los cupones de acero API 5L X70 T a 20, 300
y 1500x
50
3.11 Análisis puntual de la probeta A del acero T a 300x 51
3.12 Mapeo de elementos químicos de la probeta A del acero T 52
3.13 Difractograma de los productos de corrosión formados en el acero T de la
probeta C
54
3.14 Difractograma de los productos de corrosión formados en el acero NG de la
probeta C
55
3.15 Resultados para las probetas del acero API 5L X70 T tras la limpieza 57
3.16 Análisis puntual de la probeta C del acero T a 1500x 58
3.17 Análisis EDS para la probeta C del acero API 5L X70 T tras limpieza
ultrasónica para el Punto 1
59
3.18 Análisis EDS para la probeta C del acero API 5L X70 T tras limpieza
ultrasónica para el Punto 2
59
3.19 Resultados para las probetas del acero API 5L X70 NG tras la limpieza 60
3.20 Análisis puntual de la probeta A del acero NG a 1500x 61
3.21 Análisis EDS para la probeta A del acero API 5L X70 NG tras limpieza
ultrasónica para el Punto 1
61
3.22 Análisis EDS para la probeta A del acero API 5L X70 NG tras limpieza
ultrasónica para el Punto 2
62
3.23 Análisis puntual de la probeta C del acero NG a 1500x 62
3.24 Análisis EDS para la probeta C del acero API 5L X70 NG tras limpieza
ultrasónica para el Punto 1
63
3.25 Análisis EDS para la probeta C del acero API 5L X70 NG tras limpieza
ultrasónica para el Punto 2
63
iv
v
Lista de tablas
Numero Titulo Pagina
1.1 Requerimientos de tensión uniaxial para PSL 1 22
1.2 Requerimientos de tensión uniaxial para PSL 2 22
1.3 Requerimientos químicos para PSL 1 en % peso 24
1.4 Requerimientos químicos para PSL 2 en % peso 24
2.1 Características físicas del separador modelo y prototipo 32
2.2 Cotas del modelo físico del tanque separador bifásico 33
2.3 Composición química de una salmuera NACE 1D 196 34
2.4 Composición química para la formación del H2S 34
3.1 Calculo del número de Reynolds para prototipo y modelo. 39
3.2 Composición química de los aceros API 5L X70 T y NG 40
3.3 Porcentaje de fases presentes en cada uno de los aceros API 5L X70 40
3.4 Durezas de los aceros API 5L X70 T y NG 40
3.5 Porcentaje de inclusiones en los aceros T y NG 41
3.6 Velocidad de corrosión para el acero API 5L X70 T 42
3.7 Velocidad de corrosión para el acero API 5L X70 NG 42
3.8 Análisis de EDS para la probeta A del acero NG 47
vi
3.9 Composición del análisis puntual de la probeta A del acero NG 49
3.10 Análisis de EDS para la probeta A del acero T 51
3.11 Composición del análisis puntual de la probeta A del acero T 52
3.12 Análisis comparativo de los productos de corrosión formados en las tres
probetas de cada acero API 5L X70
55
3.13 Composición del análisis puntual para ambos puntos del acero T tras
limpieza ultrasónica para la probeta C
58
3.14 Composición del análisis puntual para ambos puntos del acero NG tras
limpieza ultrasónica para la probeta A
61
3.15 Composición del análisis puntual para ambos puntos del acero NG tras
limpieza ultrasónica para la probeta C
63
vii
Resumen
El proceso de separación de fases para un flujo multifásico de hidrocarburos, es un proceso muy
importante en la industria petrolera, el cual se lleva a cabo en dispositivos llamados Tanques
Separadores. Debido a la composición química y al patrón de flujo transportado, en algunas zonas de
las paredes de los tanques separadores se puede presentar corrosión asistida por flujo, en donde por
medio de un proceso fisicoquímico la capa protectora de óxido que cubre el acero se disuelve por
efecto del movimiento del fluido transportado. Este fenómeno provoca una disminución del espesor
de la pared que soporta la presión interna y en consecuencia aumenta la probabilidad de riesgo y de
generación de accidentes y pérdidas económicas en la industria. Por lo anterior, en la presente
investigación se lleva a cabo el estudio de la comparación de dos aceros API 5L X70 Tradicional y
Nueva Generación para determinar el fenómeno de la corrosión asistida por flujo dentro de un Tanque
Separador horizontal, por medio de modelación física donde se determinan las zonas críticas. El
equipo experimental consta de un modelo físico a escala (26:1) de un tanque separador horizontal, en
el que utiliza como medio corrosivo una salmuera saturada con H2S con velocidades de flujo de 6.5,
8 y 12 l/min. Para llevar a cabo lo anterior, se evalúo la velocidad de corrosión en cupones fabricados
de los aceros de estudio, mediante la técnica electroquímica de Resistencia a la Polarización Lineal
(Rp). Los productos de corrosión formados se caracterizaron por medio de Microscopia Electrónica
de Barrido (MEB). Así mismo, las especies cristalinas formadas por los productos de corrosión se
determinaron por medio de Difracción de Rayos X (DRX). De los resultados se observa que la mayor
velocidad de corrosión se presenta en la zona de la probeta A ubicada en la placa de impacto para
ambos aceros, debido a que el fluido se impacta de manera directa desde la entrada de alimentación.
Por otro lado, a medida que se incrementa la velocidad del fluido de 6.5 l/min hasta 12 l/min, la
velocidad de corrosión tiende a disminuir debido a la formación continua de productos de corrosión
sobre la superficie de los aceros. Los productos de corrosión que se forman en la superficie de los
aceros API 5L X70 Tradicional y Nueva Generación son una mezcla de óxidos y sulfuros; y en
algunos casos con la presencia de un sulfato. El acero que muestra el mejor comportamiento con
respecto a la velocidad de corrosión resulta ser el API 5L X70 Nueva Generación, debido a que
aunque forma productos de corrosión similares al API 5L Tradicional, éste posee una menor cantidad
de óxidos en su superficie los cuales resultan ser menos protectores con respecto a los sulfuros.
viii
ix
Introducción
El petróleo y el gas son mezclas de hidrocarburos de una composición química compleja, los cuales
se encuentran a determinadas condiciones de presión y temperatura en un yacimiento petrolífero.
Después de la extracción del hidrocarburo se procede a una separación física de los componentes del
flujo multifásico, esto realizado dentro de tanques separadores. Una de las principales razones por las
que es importante efectuar una separación adecuada de las fases, es la eliminación de la mayor
cantidad de líquido, ya que este ocasiona problemas de corrosión y abrasión dentro del equipo de
transporte, tratamiento y almacenamiento, además de provocar caídas de presión y disminución en la
capacidad de transporte de las líneas. (1)
En los últimos años, el estudio de la corrosión en ductos y equipos que almacenan, transportan o
procesan hidrocarburos, ha sido de gran interés para la comunidad científica; esto se debe a las
pérdidas millonarias que se tienen en la industria petrolera, debido a fallas relacionadas con la
corrosión dentro de éstos, lo que ocasiona paros en la producción para mantenimiento o bien para el
reemplazo de un sistema que ha sido dañado, además del riesgo a la salud que presentan.(2) Las
pérdidas debidas a la corrosión representan un 33% de los deterioros en esta industria. (3)
Los tanques separadores son dispositivos de gran importancia durante la primera etapa de refinación
del petróleo, por lo que realizarles diagnósticos de integridad evitara tener paros inesperados que
afectan la continuidad del proceso.
El comportamiento del flujo dentro del tanque separador tiene gran importancia, debido a las grandes
velocidades que se alcanzan y al comportamiento dentro del equipo. Esto afecta en la remoción de
los productos de corrosión que se forman durante las reacciones electroquímicas llevadas a cabo
durante la interacción del medio con el tanque separador, lo que ocasiona el adelgazamiento y
degradación de las paredes del material, a este fenómeno se le conoce como Corrosión Asistida por
Flujo (Flow Assisted/Accelerated Corrosion, FAC). La formación de productos de corrosión sirve
como capas protectoras formadas en las paredes del acero, lo cual tiene un efecto benéfico, ya que
reduce la velocidad de corrosión dentro del tanque. (4)
x
Chakraborty et al. (5) mencionan a la corrosión asistida por flujo, como uno de las principales fallas
mecánicas dentro de las instalaciones de la industria petrolera, donde se disuelve la capa protectora
formada bajo el efecto combinado de la corrosión y la velocidad de flujo, indicando en donde se
presentan las zonas más susceptibles a presentar FAC, principalmente donde se presentan cambios
de dirección en el trayecto del flujo y donde se genera mayor turbulencia.
Dooley et al. (6) describen el FAC como la reducción del espesor de la pared que ocurre en zonas de
alta turbulencia, presentándose en gran parte en zonas de cambio de dirección; además de hacer
mención de la importancia de las propiedades hidrodinámicas del fluido, además de presentar la
formación de óxidos como una capa protectora sobre la superficie del material.
Los estudios relacionados con esta problemática resultan ser escasos para ductos o tuberías, así como
para tanques separadores, donde existe la presencia de un medio que contiene H2S y el posible efecto
que pueden tener los productos de corrosión que se forman en la superficie del material.
Por lo anterior, el objetivo del presente trabajo es analizar el comportamiento de la corrosión asistida
por flujo mediante el uso de un modelo físico de un tanque separador, así como la caracterización de
los productos de corrosión formados. Para llevar a cabo el estudio se utiliza la técnica electroquímica
de Resistencia a la Polarización lineal (Rp) para determinar la velocidad de corrosión con la finalidad
de evaluar y comparar el comportamiento de un acero API 5L X70 Nueva Generación contra un API
5L X70 Tradicional dentro de un modelo a escala de un tanque separador bifásico.
1
CAPITULO I
Marco teórico
1.1 DEFINICIÓN DE CORROSIÓN
Los metales se encuentran en la naturaleza, pero no todos de forma nativa, algunos se encuentran
formando compuestos (óxidos, sulfatos, sulfuros, carbonatos, etc.) con otros elementos. Los metales
que se encuentran en forma nativa se les conoce como metales nobles, mientras que los que están
formando compuestos se les tendrá que realizar algún proceso de reducción. Lo que requiere un aporte
de energía. De esta manera, el metal tenderá a perder esta energía, con lo que regresará a su estado
más estable termodinámicamente. El proceso mediante el cual el metal vuelve a su estado natural y
que corresponde a una “oxidación” se le conoce como corrosión.
Por lo tanto, se denomina corrosión al ataque destructivo que sufre un material, generalmente
metálico, por reacción química o electroquímica inducido por el medio en el que se encuentre presente
(atmósfera, aire, agua, etc.).
En los materiales metálicos normalmente la corrosión se lleva a cabo por una reacción electroquímica,
es decir, una reacción química donde existe transferencia de electrones de una especie a otra. (7)
1.2 PRINCIPIOS ELECTROQUÍMICOS
La energía necesaria para hacer perder un electrón a un metal varía en todos los casos. Por ejemplo
en la Figura 1.1, el cobre tiende a aceptar electrones del zinc, hasta que la diferencia de potencial
establecida por la transferencia sea suficiente para oponerse a otro paso de electrones a través de la
superficie de contacto.(7)
2
En una solución salina mediante la cual se encuentren unidos estos dos metales puede generarse una
corriente eléctrica, siendo suministrada la energía por cambios químicos, la Figura 1.2 muestra un
ejemplo gráfico.
Al disolver la sal en agua, ocurre una disociación instantánea, quedando en solución los iones
portadores de cargas eléctricas, a los que se denominan:
Cationes: ion con carga positiva
Aniones: ion carga negativa
Teniendo una fuente de electrones, pueden reducirse los cationes al metal de acuerdo a la Ec. (1).
𝑀𝑛+ + 𝑛𝑒− → 𝑀 (1)
A esto se le conoce como una reacción de reducción (Ec. 2), la cual se lleva a cabo en el cátodo,
mientras que en el ánodo se lleva a cabo una reacción de oxidación (Ec. 3). Siguiendo el ejemplo del
cobre y el zinc, se tiene que:
𝐶𝑢2+ + 2𝑒− → 𝐶𝑢 Reacción de reducción (2)
𝑍𝑛 → 𝑍𝑛2+ + 2𝑒− Reacción de oxidación (3)
Figura 1.1 Paso de corriente eléctrica
Figura 1.2 Generador electroquímico de corriente eléctrica
3
1.3 CLASIFICACIÓN DE LA CORROSIÓN
La corrosión se pueden presentar en diversas formas, pero hay tres factores con los cuales se puede
determinar su clasificación: (8)
1. Naturaleza de la sustancia corrosiva: la corrosión se puede clasificar como húmeda o seca, la
primera se genera con humedad o un líquido, mientras que para la segunda, las reacciones se
generan con gases a altas temperaturas.
2. Mecanismo de corrosión: engloba las reacciones electroquímicas y las químicas.
3. Apariencia del metal corroído: puede presentarse de forma uniforme, atacando toda la
superficie del material o localizada, donde solo pequeñas áreas se ven afectadas.
De acuerdo lo anterior se tienen los siguientes tipos de corrosión:
1.3.1 Corrosión intergranular
La corrosión intergranular es un deterioro localizado y/o adyacente a los límites de grano del material.
Bajo ciertas condiciones, si el material sufre corrosión uniforme, los límites de grano serán
ligeramente más reactivos que la matriz. Por otro lado, los límites de grano pueden llegar hacer más
reactivos, lo que dará lugar a una corrosión intergranular, en la que se presentaran pérdida en la
resistencia de la aleación e incluso la desintegración de los límites de grano.
1.3.2 Corrosión por picadura
En la corrosión por picadura se forman pequeños orificios en un metal. Este tipo de corrosión es muy
perjudicial para los materiales, debido a que puede perforar el metal. Este tipo de corrosión es difícil
de detectar debido a que los productos de corrosión formados pueden tapar los pequeños orificios.
Las picaduras comienzan en donde se generan un aumento en la velocidad de corrosión. Inclusiones,
heterogeneidades en la estructura, heterogeneidades en la composición, son lugares comunes para la
corrosión por picadura.
1.3.3 Corrosión generalizada
La corrosión generalizada o también conocida como corrosión de deterioro uniforme, se caracteriza
por una reacción electroquímica o química generada sobre toda la superficie del metal que se
encuentra expuesto. Esta representa la mayor amenaza para los metales, pero es relativamente fácil
de controlar, se puede lograr de diversas maneras por medio de:
4
Recubrimientos/Revestimientos
Inhibidores
Protección catódica
1.3.4 Corrosión galvánica
La corrosión galvánica es la más común de todas; esta se lleva a cabo mediante la interacción de dos
metales, donde uno realiza el trabajo de cátodo y el otro funciona como ánodo. La diferencia entre
los potenciales electroquímicos de ambos metales son determinantes para la iniciación de esta
corrosión.
1.3.5 Corrosión por grietas
La corrosión por grietas es un tipo de corrosión electroquímicamente localizada, presentándose en
hendiduras y bajo superficies protegidas. Para que se lleve a cabo esta corrosión se necesita que la
grieta sea lo suficientemente ancha para permitir que se introduzca el líquido, pero a la vez debe ser
estrecha para poder retener el líquido.
1.3.6 Corrosión bajo tensión
La corrosión por esfuerzo o bajo tensión (stress corrosion cracking, SCC) se produce por la
combinación de tensiones externas y corrosión especifica que actúa en el metal. Los esfuerzos
residuales que dan lugar a la SCC se pueden generar por esfuerzos térmicos, diseño mecánico
defectuoso para esfuerzos, transformaciones de fase durante el tratamiento térmico.
1.3.7 Corrosión erosiva
La corrosión erosiva se debe a la aceleración en la velocidad de ataque corrosivo al metal por efecto
del movimiento de un fluido corrosivo que entra en contacto con una superficie del metal. Si la
velocidad del fluido es alta, los daños en las propiedades mecánicas y la abrasión pueden resultar
severos.
1.4 TIPOS DE CORROSIÓN EN EL ÁREA DE PRODUCCIÓN DE GAS Y CRUDO
En el área de producción de crudo y gas existen dos tipos de corrosión que se producen en los ductos
y tuberías petroleras, corrosión por CO2 y por H2S.
La corrosión inducida por H2S se conoce como corrosión amarga, puede presentarse en condiciones
de pH neutro, alcalino o ácido.
5
1.4.1 Corrosión por H2S
La corrosión que se presenta en aceros debido a la presencia de H2S ha sido extensivamente estudiada,
esto se debe al efecto que tiene el ácido sulfhídrico en la velocidad de corrosión, acelerando la
corrosión en presencia de soluciones acidas y neutras. Tales efectos se atribuyen a la quimisorción y
catálisis del ácido sulfhídrico. Este proceso de corrosión trae consigo la formación de una película de
sulfuro de hierro, lo cual es de alta importancia en la industria del petróleo y gas. (9 - 12)
En los productos de corrosión por H2S existen distintos tipos de sulfuro de hierro, habiendo una fase
amorfa de sulfuro de hierro (FeS) y ocho del tipo cristalina, como son: mackinawita, pirrotita, pirita,
marcasita, triolita, griegita, smitita y FeS cúbico. Las únicas que existen en una relación
estequiométrica son la pirita, marcasita y triolita. (9 - 12)
El producto de corrosión que se forma en los sistemas con H2S es el FeS, este sulfuro tiende a formarse
en las zonas perlíticas del acero, dando como resultado que el máximo deterioro o corrosión se
presente en la zona ferrítica. (13, 14)
La corrosión amarga puede ocurrir de una manera acelerada, lo que puede terminar en una pérdida
considerable del acero en poco tiempo.
El mecanismo de corrosión se puede dividir en tres etapas.
Etapa I
El ácido sulfhídrico gaseoso se disuelve en agua donde ocurre una doble disociación:
H2S HS- + H+ (4)
HS- H+ + S- (5)
Etapa II
Disolución del Fe en la interface metal/electrolito
Fe Fe+2 + 2e- (6)
Etapa III
Los productos de la reacciones 4 y 6 dan como resultado el sulfuro de hierro:
2e- + 2H+ + Fe+2 2H+2 + FeS (7)
6
Las películas formadas por los productos de corrosión sobre la superficie del acero que se desarrollan
como resultado de la corrosión, son agentes claves para controlar la velocidad de corrosión, debido a
su trabajo como película protectora. Es por esto que se caracterizan en detalle los productos de
corrosión obtenidos. (13, 15)
1.5 CORROSIÓN ASISTIDA POR FLUJO (Flow Assisted Corrosion, FAC)
La corrosión asistida por flujo es un mecanismo de corrosión donde al haberse formado una capa de
óxido protectora (magnetita) en la superficie metálica, se disuelve en el agua, debido a la alta
velocidad a la que fluye. La superficie al estar expuesta se corroe nuevamente para formar la capa de
óxido, dando como resultado un adelgazamiento en el espesor del metal. (5, 16, 17)
Es de suma importancia tener en cuenta la diferencia entre FAC y la corrosión por erosión, sabiendo
que el mecanismo fundamental de corrosión en ambos es diferente.
La corrosión por erosión involucra el impacto de partículas, burbujas o cavitación, con lo que se
provoca un desgaste mecánico en la superficie (frecuentemente en forma de cráter). Por otro lado, la
corrosión asistida por flujo, involucra la disolución de óxidos poco solubles, debido al medio químico,
la electroquímica que se lleva acabo y los fenómenos de transferencia de masa. (5)
La corrosión asistida por flujo deja patrones sobre la superficie en la que ha tenido contacto, en flujos
de una sola fase se produce una apariencia similar a la piel de naranja tal como se muestra en la Figura
1.3. (18)
Para flujos multifásicos la apariencia que se presenta es como rayas de tigre, tal como se muestra en
la Figura 1.4.
Figura 1.3 Superficie sometida a FAC con un flujo de una fase, piel de naranja (18)
7
Una característica inusual que se presenta en la FAC del hierro y de aceros bajo carbono, es que la
capa de óxido que protege al material (magnetita) se disuelve en el medio que fluye. El flujo se
encarga de trasportar el hierro fuera de la magnetita, esto debido a una disolución química entre el
medio y la magnetita. (16)
Al menos bajo dos condiciones de fase diferentes se puede presentar la FAC. Una de estas es en
sistemas donde únicamente se tiene agua, por otro lado, en presencia de dos fases la FAC se produce
en sistemas de donde están presentes agua y vapor. La FAC producida por una sola fase, donde el
daño generado por la corrosión ha sido alto, llega a presentar en la superficie metálica una apariencia
similar a la cáscara de naranja. Esto se debe a la superposición de los hoyos en forma de herradura
que se encuentran alineados de modo que la parte cerrada de los hoyos indica la dirección del flujo.
En la FAC dada por dos fases, la superficie presenta un aspecto de rayas de tigre. Este aspecto se debe
a que hay zonas corroídas de color negro y otras donde se presentan capas de óxidos en una tonalidad
roja o azul. (18, 19)
La FAC en un acero al carbono se puede ver afectada por diversos factores tales como la temperatura,
pH, velocidad de flujo, velocidad crítica, concentración de oxígeno y la metalurgia del sistema. (5, 16,
20, 21) La FAC de metales se encuentra donde existen perturbaciones en el flujo, causando variaciones
en la velocidad de flujo cercanas a la superficie de la tubería u otras superficies de contacto. Las áreas
más comunes donde se presenta la FAC suelen ser codos de tuberías, tubos T, orificios medidores de
flujo, tuberías de alimentación de productos químicos, tuberías situadas bajo las válvulas de control,
grifos de construcción, también se han encontrado en tuberías rectas. Sin embargo, el FAC se localiza
generalmente en zonas de perturbación del flujo, donde se crean zonas de mayor turbulencia en la
superficie del metal. (17, 22, 23)
Figura 1.4 Superficie sometida a FAC con un flujo multifásico, rayas de tigre (18)
8
1.6 FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTENCIA A LA CORROSIÓN DE UN METAL
Existen diversos factores que afectan la resistencia a la corrosión y a la resistencia química, pero los
factores más importantes para el entendimiento de estos factores en el material es la electroquímica
y la termodinámica de las reacciones. La electroquímica de la corrosión se puede entender mediante
la reacción que ocurre entre el oxígeno y el hierro. Cuando el hierro se ve afectado (oxidado) se genera
una pérdida de electrones (ánodo), mientras que en el otro lado del sistema se lleva a cabo una
ganancia de electrones (cátodo). Para poder llevar a cabo esta reacción se necesita de un electrolito
que sea lo suficientemente conductivo para llevar a cabo la reacción y de un metal que provea la
conductividad para el paso de electrones. (24)
1.6.1 Factores termodinámicos
En corrosión, la termodinámica indica si una reacción ocurre de una manera espontánea o no, pero al
no tomar en cuenta el factor tiempo, no se aporta nada en cuanto a la velocidad de corrosión. Para
esto, se ocupa el concepto de energía libre de Gibbs y el de potencial de celda.
La energía libre de Gibbs en la cantidad que se define para considerar las contribuciones relativas de
la entropía y la entalpia, con el objeto de predecir la espontaneidad bajo ciertas condiciones. La
energía libre de Gibbs es igual a la entalpia (H) menos T veces la entropía (S), como se muestra en la
Ec. 8. (25)
G = H – T × S (8)
1.6.2 Factores electroquímicos
Los factores electroquímicos son fundamentales en el proceso de la corrosión, debido a que involucra
de manera esencial un flujo continuo de electrones. Hay diversos factores de tipo electroquímicos,
tales como:
Reacciones electroquímicas: aquellas que ganan (reducción) o ceden electrones (oxidación).
Reacciones de oxidación: pierden electrones, dando un aumento en su estado de oxidación.
Reacciones de reducción: aceptan electrones, dando una disminución en su estado de
oxidación.
En los procesos de corrosión se llevan a cabo ambas reacciones de manera simultánea, debido a que
cada una depende de la otra, con esto se puede tener un control en la velocidad de corrosión, esto si
9
se reduce una de las dos reacciones. Mientras haya menores reacciones que consuman electrones, la
corrosión será menor.
Polarización: proceso mediante el cual dos materiales con distinto potencial con respecto al del
hidrógeno, comienzan un proceso de corrosión hasta alcanzar un equilibrio. Habiendo dos formas de
polarización:
Polarización por concentración o difusión: este proceso se encuentra sujeto a las leyes de
transferencia de masa. Esta es controlada por la difusión de iones (H+) desde la solución hasta
el cátodo y la posterior absorción en el mismo de la burbuja de hidrógeno formada, restándole
superficie de reacción.
Polarización por activación: esta se encuentra controlada por la secuencia de reacciones que
ocurren entre la interface de la superficie del metal y el electrolito. La especie a ser reducida
en el cátodo debe ser absorbida por la superficie antes de llevar a cabo cualquier otra reacción,
posteriormente se transfiere el electrón a la especie, dando como resultado la reducción.
Pasivación: se refiere a la perdida de reactividad química presente en algunos metales y aleaciones
bajo ciertas condiciones ambientales. La pasivación favorece la disminución de las reacciones de
corrosión. Al alcanzar el estado de pasividad, se forma una película protectora sobre la superficie del
material, la cual es estable bajo ciertas condiciones de oxidación y puede ser destruida en un ambiente
corrosivo severo. (26)
1.6.3 Factores metalúrgicos
La estructura metalúrgica puede ser diseñada para reducir el ataque corrosivo en algunas aleaciones,
alcanzando gran interés en los últimos años, debido a que es considerado un factor decisivo para
evitar la corrosión. (27) Entre otros factores metalúrgicos que pueden afectar la velocidad de corrosión
se encuentran:
Microestructuras: determina las propiedades mecánicas de un material e indirectamente sus
propiedades a la resistencia a la corrosión. Varias muestras de un mismo material con
diferente microestructura presentan diferentes grados de resistencia a la corrosión.
En la etapa de solidificación se forman los límites de grano (zonas de alta energía) donde se
presenta alta actividad química, es por esto que estas zonas son atacadas más rápidamente
que la cara del grano cuando se encuentran sometidos a un ambiente corrosivo.
Aleaciones: mezcla de dos o más metales para modificar las propiedades mecánicas, físicas
y químicas. Se pueden distinguir dos tipos de aleaciones:
10
1. Aleaciones homogéneas: soluciones sólidas donde sus componentes son totalmente solubles entre
ellos y la aleación tiene una sola fase o composición uniforme. Este tipo de aleaciones son más
resistentes a la corrosión, al no presentar acoplamientos galvánicos entre los granos del metal.
2. Aleaciones heterogéneas: soluciones sólidas donde sus componentes no son solubles entre ellos
y se presentan una o más fases. Son menos resistentes a la corrosión, se generan pares galvánicos
entre los granos del metal, lo que induce al material al proceso de corrosión.
Zonas de imperfección: son interrupciones en las cadenas de átomos de carbono que forman
el cristal. Se presentan por la presencia de un átomo impuro o por estar en el lugar equivocado.
Estas zonas junto con los límites de grano son las más susceptibles a la corrosión.
1.6.4 Factores ambientales
Tienen una relación directa con las condiciones predominantes en el medio ambiente en que se
encuentra expuesto el material. Los principales factores ambientales se mencionan a continuación:
Presencia de oxígeno y oxidantes: la velocidad de corrosión se ve estrechamente ligada a la
presencia de oxígeno y oxidantes, los cuales afectan al material. Durante las reacciones de
oxidación se llevan a cabo al mismo tiempo las de reducción, es decir, no existen electrones
sueltos. Este principio ejemplifica por qué una solución ácida que contiene oxígeno disuelto
es más corrosiva que la misma pero sin el oxígeno disuelto.
Sin presencia de oxígeno la reacción catódica es la siguiente:
2H+ + 2e- H2 (9)
En presencia de oxígeno la reacción catódica es la siguiente:
O2 + 4H+ + 4e- 2H2O (10)
En presencia de oxígeno, el ánodo reacciona dos veces más para poder desprenderse de los electrones
necesarios para la reacción de reducción, por lo tanto, se incrementan las reacciones en el ánodo, lo
que provoca una mayor velocidad de corrosión y por ende, un deterioro más rápido. Lo mismo sucede
en presencia de oxidantes.
Temperatura: un aumento en la temperatura, provoca un incremento en las velocidades de
reacción. Esto tiene efectos secundarios en la solución del aire, siendo éste el agente oxidante
más común que influye en la corrosión.
La temperatura también provoca efectos específicos en la estructura del material, lo cual
puede producir una segunda fase corrosiva.
11
1.7 TÉCNICAS ELECTROQUÍMICAS
La importancia que tienen los procesos mecánicos y químicos a partir de los cuales se produce la
corrosión, ha impulsado el avance de las técnicas necesarias para la determinación de los factores que
influyen en la corrosión, así como la ponderación que tiene cada uno, teniendo que para los materiales
metálicos se profundice en dichos estudios, donde está implícito el medio agresivo. (28)
El método clásico para la evaluación de la corrosión en el material a estudiar, consiste en someter el
material a un medio donde se presenten las mismas características que se tienen en la práctica, es
decir, condiciones reales o un estudio de campo, donde por pérdida de peso del material, se determina
la resistencia a la corrosión del material sometida a condiciones similares. Este método tiene sus
limitaciones, en primer lugar una probeta electroquímica, no presenta el mismo comportamiento que
una tubería o un ducto, debido a que no se encuentra sometida a las mismas condiciones que los
anteriores, ya sea por las tensiones o presiones, a las cuales se encuentran sometidas; y en segundo
lugar a que se debería obtener una correlación aproximada de tiempo de vida útil del material, lo cual
implicaría tiempos de exposición muy prolongados, lo cual haría que este estudio fuera bastante
tardado.
Este problema en algunos casos, se puede resolver mediante la aplicación de técnicas electroquímicas
que permitan determinar de la velocidad de corrosión, de una manera instantánea en ensayos de corta
duración.
1.7.1 Método potenciodinámico
Para la realización de este método es necesario contar con una celda electroquímica, donde se
encuentre en contacto el material metálico a estudiar con el medio agresivo. El electrodo de trabajo
será el material metálico de estudio, cuyo potencial se mide o se compara con respecto a otro electrodo
que tiene un potencial constante, un electrodo de referencia, y un tercer electrodo, llamado electrodo
auxiliar, el cual puede ser de un material inerte, por el que se hace pasar la corriente eléctrica. (29)
1.7.2 Resistencia a la polarización
La resistencia a la polarización es la única técnica electroquímica con la que se puede medir las
velocidades de corrosión de manera directa, en tiempo real. Por lo tanto esta técnica es
particularmente útil debido a su rápida identificación en la velocidad de corrosión que se presenta y
en las acciones a tomar en contra de la corrosión. Siendo un sistema de protección sumamente útil, si
se ocupa en una planta como un sistema continuo de monitoreo.
12
Al sumergir un electrodo metálico en un medio electroquímicamente conductivo, el cual tenga
suficiente poder oxidante, el material comenzará a corroerse debido a un fenómeno típico
electroquímico. Donde se ven envueltas dos reacciones principales, la de reducción y la de oxidación.
El material metálico, que es la parte anódica, comenzará a oxidarse, lo cual implica una pérdida de
electrones de parte del material, dejando un excedente de electrones en la superficie. Mientras que
los electrones que se presentan en exceso fluirán a las zonas cercanas adyacentes, zonas catódicas,
las cuales sufrirán de oxidación por los agentes oxidantes presentes el medio agresivo. (28)
La corriente de corrosión (Icorr), la cual es generada por el flujo de electrones que pasan de la zona
anódica a la catódica, es ocupada para medir la velocidad de corrosión, mediante una modificación
que se realiza a la Ley de Faraday de acuerdo a la Ec. (11).
𝐶 = 𝐼𝑐𝑜𝑟𝑟 × 𝐸
𝐴 × 𝐷 × 128.67 (11)
Donde:
C: Velocidad de corrosión (mpy)
E: Peso equivalente del metal en corrosión (g)
A: Área del electrodo en corrosión (cm2)
D: Densidad del metal en corrosión (g/cm3)
Sin embargo, las posiciones de las áreas catódicas y anódicas se intercambian constantemente, y como
se encuentran dentro de una superficie conductiva, hace que la medición de la corriente Icorr sea
imposible. Al aplicar un diferencial de potencial (ΔE) se produce un flujo de corriente medible (ΔI)
en el electrodo de corrosión. Al igual que el Icorr, el comportamiento de esta corriente externa es
controlado por el grado de dificultad del proceso de corrosión que se lleva a cabo entre el ánodo y el
cátodo. Teniendo que a mayor dificultad, tanto el valor de Icorr como el de ΔI será menor en una
forma proporcional. A menores magnitudes de ΔI, el ΔE se aproximara significativamente al Icorr,
por lo que será semejante a la velocidad de corrosión. Esta relación está formulada teóricamente por
la ecuación de Stern-Geary (Ec. 12). (28)
∆𝐸
∆𝐼=
𝑏𝑎 × 𝑏𝑐
2.3 × 𝐼𝑐𝑜𝑟𝑟 × (𝑏𝑎 + 𝑏𝑐) (12)
13
Las expresiones ba y bc son constantes, conocidas como constantes de Tafel, con lo que la ecuación
(Ec. 13) se puede expresar de manera más simple, como se presenta a continuación:
𝐼𝑐𝑜𝑟𝑟 =∆𝐼
∆𝐸 × 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑡 (13)
Donde ΔE/ΔI representan el valor conocido como Resistencia a la Polarización (Rp). En principio, se
puede medir de una manera más simple, conectando un segundo electrodo auxiliar en el líquido, el
cual se conecta con un electrodo de prueba, a través de una fuente de energía eléctrica. En la Figura
1.5 se muestra un diagrama donde se ilustra la configuración:
Donde:
Rp: Resistencia a la polarización
Rs: Resistencia a la solución
CE: Capacitancia del electrodo
El potencial aplicado, en la medición simple de dos electrodos, es necesaria para obtener la resistencia
de la solución, además de obtener la polarización originada durante las reacciones en la corrosión.
Simultáneamente, la Rp será sobre-estimada por ΔI (Rs), y la velocidad de corrosión deberá ser
deducida por extensión mediante la Ecuación 14:
𝐶𝑀 =𝐶𝐴 ∗ 2𝑅𝑝
2𝑅𝑝 + ΔI ∗ (Rs) (14)
Donde:
CM: velocidad de corrosión medida
CA: velocidad de corrosión real
Figura 1.5 Ejemplificacion del diagrama (28)
14
1.7.3 Ventajas de la Rp
Es una técnica no destructiva pues emplea bajas perturbaciones
Proporciona la velocidad de corrosión de manera instantánea
Es una técnica relativamente barata, debido a que solo se emplea un potenciostato
1.7.4 Limitaciones de la Rp
El potencial debe de ser estable
La velocidad de barrido debe de ser la adecuada
Caída óhmica en sistemas altamente resistivos
1.8 PROBETAS ELECTROQUÍMICAS
Para poder aplicar las técnicas electroquímicas es necesario construir monitores electroquímicos; los
cuales se les conoce como probetas electroquímicas, formadas por cupones del material de estudio y
materiales que sirvan como electrodos (trabajo, referencia y auxiliar) dependiendo el caso de estudio.
Las probetas electroquímicas se pueden montar en diferentes resinas por procesos en frio o en
caliente. Para el caso del montaje en frio se requiere de un pedazo de acrílico el cual sea lo
suficientemente alto para cubrir en su totalidad los cupones del material, además de cubrir una parte
del cable que esta soldado al material; dependiendo el caso se ocuparan dos o tres cupones los cuales
deben estar separados entre sí y sujetos con ayuda de la resina, la cual debe ser resistente al ataque
químico suministrado por el electrolito al que se va someter el material de prueba. (15)
1.8.1 Probeta de tres electrodos idénticos
Esta probeta consta de tres electrodos del mismo material (Figura 1.6), con una configuración lineal,
separados lo suficiente para no afectar los resultados de la experimentación.
Figura 1.6 Probeta de tres electrodos idénticos.
15
1.8.2 Probeta tipo peineta de dos electrodos
Esta probeta electroquímica consiste de un arreglo geométrico que se asemeja al de un peine (Figura
1.7). Este tipo de probeta sirve para tener una mayor área de contacto entre los electrodos y el
electrolito al mantenerlos lo más cerca posible.
Figura 1.7 Probeta tipo peineta de dos electrodos
1.8.3 Probeta tipo peineta de tres electrodos
De igual manera que la probeta tipo peineta de dos electrodos, se puede implementar uno de tres
electrodos (Figura 1.8). Consta de una lámina centrada asilada en la probeta, que funge como
electrodo de referencia al no recibir polarización durante la experimentación. Mientras que el arreglo
en peine funciona como electrodo de trabajo y electrodo auxiliar.
1.9 CLASIFICACIÓN DE LOS TANQUES SEPARADORES
Los tanques separadores se pueden clasificar dependiendo de las fases que separen, la forma que
tengan, la posición en la que se encuentren o para que se les utilicen; se les puede clasificar de la
siguiente manera:
Forma: vertical, horizontal y esférico
Función: bifásico y trifásico.
Figura 1.8 Probeta tipo peineta de tres electrodos
16
El mecanismo general de un tanque separador horizontal comienza con la entrada de alimentación
del flujo multifásico al tanque separador, el fluido impacta de manera directa con la placa de choque,
lo que origina un cambio en el momentum del flujo, reduciendo su velocidad y comenzando así con
la separación del líquido del vapor. La fuerza de gravedad hace que las gotas formadas sigan al fondo
del recipiente del tanque separador, en la zona de recolección de líquidos, saliendo por la válvula de
descarga encontrada en la parte inferior, la cual está regulada mediante un controlador de nivel de
líquido.(30)
El gas fluye sobre la placa de choque y horizontalmente a través de la sección de asentamiento de
gravedad, sobre el líquido. A medida que el gas fluye, pequeñas gotas del líquido que no fueron
separadas por el desviador de entrada son separadas por la gravedad y caen en la interface líquido-
gas. Existen gotas con un diámetro tan pequeño que no son separadas por la sección de asentamiento
por gravedad, por lo tanto, antes de que el gas salga del separador, pasa por un extractor de niebla, y
mediante venas o platos se remueven las pequeñas gotas. La presión dentro del tanque es controlada
por un controlador de presión, el cual registra la presión dentro y envía una señal para abrir o cerrar
la válvula de control de presión. Mediante el control del gasto del gas de salida, la presión se mantiene
constante dentro del separador.
Generalmente los tanques separadores horizontales son operados hasta la mitad, para maximizar el
área de la interface líquido-gas. (30)
1.10 PROCESO DE SEPARACIÓN DE HIDROCARBUROS
La separación de hidrocarburos se lleva a cabo mediante un proceso donde la temperatura y la presión
juegan un papel importante, en la separación de las fases líquidas de las gaseosas, así como las sólidas
provenientes de un hidrocarburo.
La función básica de un tanque separador es remover la mayor cantidad de componentes gaseosos
presentes en corrientes líquidas, durante la extracción y refinación del crudo, mediante diferencia de
densidades, esto con el fin de obtener un hidrocarburo con la menor cantidad de aceites y gases para
beneficio económico al momento de su venta. (30)
Un tanque separador puede ser referido como una trampa, eliminador, cámara de flasheo o recipiente
de expansión, el cual consta de dos secciones principales, la primaria y la secundaria, además de una
zona de recolección de líquidos. (31) En la Figura 1.9 se presentan las zonas de un tanque separador
horizontal, teniendo la zona A como la entrada principal de alimentación del fluido, la B como una
placa de choque, la zona C que es donde se lleva a cabo la recolección de líquidos, así como la D
17
donde mediante diferencia de densidades ocurre una separación del líquido del aceite y por último la
E, la salida de líquidos.
1.10.1 Sección de separación primaria
En esta zona se disminuye el volumen del líquido en la corriente de entrada. En la cual se encuentra
la separación de las partículas sólidas de la fase líquida, con el fin de disminuir la turbulencia del gas
y beneficiar a la segunda etapa del proceso. En esta sección es de gran importancia las propiedades
del compuesto, debido a que la densidad juega un papel sumamente importante para la separación.
1.10.2 Sección de separación secundaria
El principio básico de separación en esta sección es la gravedad que establece el líquido de la corriente
gaseosa después de que su velocidad ha sido afectada en la primera sección. La eficiencia que se tiene
aquí se ve perjudicada por las propiedades del líquido, así como por el tamaño de partículas presentes
y el grado de turbulencia de la fase gaseosa.
1.10.3 Sección acumuladora de líquidos
Esta sección tiene como objetivo almacenar y descargar el líquido separado de la corriente de gas,
para pasar a la etapa de refinación.
1.11 COMPORTAMIENTO DEL FLUJO DENTRO DEL TANQUE SEPARADOR
Dentro de un tanque separador, como en todo recipiente o contenedores de fluidos, se presentan
diversos tipos de flujos, con diferentes tipos de perfiles, los cuales se clasifican de diversas maneras,
esto dependiendo de diversos criterios y según sus diferentes características. El estudio del
Figura 1.9 Diagrama general de un tanque separador horizontal (31)
E
18
comportamiento del fluido dentro del tanque separador es complejo, ya que se pueden presentar
diferentes tipos de flujo, además de zonas de estancamiento, conocidas como flujo muerto.
El número de Reynolds es un para parámetro adimensional importante en las ecuaciones que
describen en qué condiciones el flujo será laminar o turbulento. A continuación se describen algunos
tipos de flujo involucrados dentro del tanque separador.
1.11.1 Flujo laminar
El movimiento de las partículas se presenta de una forma ordenada, teniendo una trayectoria regular,
separada y paralelas entre sí, sin que exista una mezcla que afecte su trayecto, tal y como se muestra
en la Figura 1.10.
Existen situaciones que pueden alterar este orden, tales como un cambio de velocidad o diferentes
caudales así como rugosidad en la superficie de contacto.
1.11.2 Flujo turbulento
Es el flujo más común dentro de la industria e ingeniería. En este tipo de fluido, las partículas se
mueven en diferentes direcciones sin seguir algún orden, ocasionando la transferencia de cantidad de
movimiento de una porción a otra, observar la Figura 1.11.
Figura 1.11 Ejemplificación del flujo turbulento
En este tipo de flujo el tamaño de las partículas puede variar bastante, desde el orden de millares de
moléculas hasta millares de pies cúbicos.
Figura 1.10 Ejemplificación de un flujo laminar
19
Algunos factores que pueden formar un flujo turbulento pueden ser la alta rugosidad de la superficie
de contacto con el flujo, la existencia de una alta turbulencia en el flujo de entrada y el calentamiento
de la superficie por el fluido, si la superficie es muy caliente, el calor se transmitirá al fluido
tornándolo turbulento.
1.11.3 Volumen muerto o zonas estancadas
Las zonas estancadas son zonas dentro del tanque separador donde el flujo se mueve de una manera
lenta en comparación con las demás zonas, permaneciendo un mayor tiempo dentro del tanque, lo
que ocasiona un estancamiento donde el fluido no se desplaza libremente.
1.11.4 Vórtice o vortex
Un vórtice es un fluido en movimiento circular que induce un flujo en el fluido constante (Figura
1.12). Los vórtices forzados son zonas donde hay líneas que inducen un flujo en el fluido circulante,
el cual se mueve en círculos concéntricos con respecto al centro del torbellino y en el que la velocidad
del fluido aumenta linealmente con el radio.
Mientras que un vórtice libre se caracteriza por un fluido que se mueve en círculos concéntricos
alrededor del centro del torbellino, y en donde la velocidad disminuye inversamente con el radio.
Figura 1.12 Ejemplificación de un vórtice forzado y uno libre
1.12 NUMERO DE REYNOLDS
El número de Reynolds es la relación entre la fuerza de inercia sobre un elemento de fluido a la fuerza
viscosa. La fuerza de inercia parte de la segunda ley del movimiento de Newton F = m × a. La fuerza
viscosa se relaciona directamente con el producto del esfuerzo cortante por el área.
El número de Reynolds puede ser grande o pequeño, siendo que cuando se tiene un número grande
se atribuye a la velocidad o bien a una baja viscosidad, y a éstos se les conoce como flujo turbulento.
20
De manera contraria los fluidos que prestan viscosidades altas y velocidades bajas tienen un
comportamiento laminar.
Para la determinación del número de Reynolds en secciones circulares se ocupa la Ec. (15):
𝑁𝑅𝑒 =𝑣 × 𝐷 × 𝜌
𝜇 (15)
Donde:
v: Velocidad del fluido (m/s)
D: Diámetro del circulo (m)
ρ: Densidad del fluido (kg/m3)
µ: Viscosidad del fluido (kg/ms)
El número de Reynolds es adimensional, pudiéndose demostrar con la sustitución de las unidades
estándar del SI en la ecuación:
𝑁𝑅𝑒 =𝑣 × 𝐷 × 𝜌
𝜇= 𝑣 × 𝐷 × 𝜌 ×
1
𝜇 (16)
𝑁𝑅𝑒 =𝑚
𝑠× 𝑚 ×
𝑘𝑔
𝑚3×
𝑚 𝑠
𝑘𝑔 (17)
Debido a que todas las unidades se cancelan, el número de Reynolds es adimensional.
1.12.1 Números de Reynolds críticos
Para aplicaciones en tuberías, se tiene que si el número de Reynolds es menor que 2000, corresponde
a un flujo laminar. Si el número de Reynolds es mayor a 4000 se tendrá un flujo turbulento. Pero si
el número esta entre estos límites no se podrá determinar qué tipo de flujo se tiene, por lo que se
denominara región critica. Las aplicaciones prácticas involucran números que están dentro de los
valores para flujo laminar o turbulento, siendo que si se tiene uno en la zona crítica, no ocasionara
demasiadas dificultades, pudiendo cambiar el diámetro del tubo o cambiar la velocidad de flujo, con
esto es posible realizar análisis más precisos.
21
1.13 TIPOS DE ACEROS API 5L EMPLEADOS EN LA INDUSTRIA PETROQUIMICA
Los aceros grado API 5L son utilizados en la industria petroquímica, debido a la presencia de medios
corrosivos, tanto amargos (H2S) como dulces (CO2), los cuales se asemejan en cuanto a composición
química y propiedades mecánicas a los que son empleados en la construcción de tanques separadores,
entre otros. La característica principal de estos aceros es el bajo contenido de carbono.
Un acero se considera acero al carbono cuando sus elementos aleantes, tales como cromo, cobalto,
níquel titanio, vanadio, zirconio, manganeso o cualquier otro elemento no se especifica el contenido
mínimo requerido; además de que el contenido máximo de magnesio, silicio y cobre, no excede el
1.65%, 0.6% y 0.6%, respectivamente. (32)
Dentro de los aceros al carbono, existe una división donde el contenido de carbono se encuentra en
menor porcentaje, conocidos como aceros bajo carbono, donde el máximo del elemento es de 0.3%;
donde existe una subdivisión, teniendo los aceros ultra bajo carbono con un contenido máximo de
0.03% y niveles bajos de silicio y manganeso, los aceros descarburizados con un contenido menor al
0.005% de carbono. Los aceros bajo carbono con un contenido de entre 0.04% a 0.15% son utilizados
para la fabricación de carrocerías de automóviles; acero dulce, con un contenido de 0.15% a 0.3% de
carbono, se emplean en tuberías, puentes y edificio. (32, 33)
La industria petrolera demanda tuberías para el transporte de hidrocarburos con condiciones
especiales, ya que es necesario tomar en cuenta factores como temperatura, presión, costos de
operación y agentes corrosivos a los que se encuentra sometido; por lo tanto la gran importancia de
las condiciones necesarias para que las instalaciones operan de manera eficiente y segura. Las
características del acero dependen de la función que llevara a cabo dentro de la industria, para poder
realizar una selección adecuada del acero para su fabricación, con el fin de obtener un máximo de
vida útil.
Hoy en día, la fabricación de tuberías para la industria petrolera se lleva a cabo bajo el estándar API
(American Petroleum Institute) (34). Esta clasificación de aceros cumplen con los requerimientos
detallados en el apartado 6 de la especificación API 5L, donde se mencionan aspectos tales como
composición química y propiedades mecánicas como: propiedades de tensión, de flexión, tenacidad
y ductilidad de soldadura.
Para los aceros grado API 5L, se establecen los requisitos necesarios en contenido de carbono
equivalente de tenacidad, resistencia a la tensión y máximo esfuerzo de cedencia. Las Tablas 1.1 y
22
1.2 muestran las especificaciones de los aceros para PSL 1 y PSL 2 respectivamente (Product
Specification Level).
Tabla 1.1 Requerimientos de tensión uniaxial para PSL 1
Tabla 1.2 Requerimientos de tensión uniaxial para PSL 2
Grado
Esfuerzo de cedencia
MPa (psi)
Esfuerzo de tensión
MPa (psi)
Elongación
(%)
Mínimo Mínimo Mínimo
API 5L
PSL 1
A25 175 (25 400) 310 (45 000) A
L175P 175 (25 400) 310 (45 000) A
L210 210 (30 500) 335 (48 600) A
L245 245 (35 500) 415 (60 200) A
X42 290 (42 100) 415 (60 200) A
X46 320 (46 400) 435 (63 100) A
X52 360 (52 200) 460 (66 700) A
X56 390 (56 600) 490 (71 100) A
X60 415 (60 200) 520 (75 400) A
X65 450 (65 300) 535 (77 600) A
X70 485 (70 300) 570 (82 700) A
Grado
Esfuerzo de cedencia
MPa (psi)
Esfuerzo de tensión
MPa (psi)
Elongaci
ón (%)
Mínimo Máximo Mínimo Máximo Mínimo
API 5L
PSL 2
L245M 245 (35 500) 450 (65 300) 415 (60 200) 760 (110 200) A
X42M 290 (42 100) 495 (71 800) 415 (60 200) 760 (110 200) A
X46M 320 (46 400) 525 (76 100) 435 (63 100) 760 (110 200) A
X52M 360 (52 200) 530 (76 900) 460 (66 700) 760 (110 200) A
X56M 390 (56 600) 545 (79 600) 490 (71 100) 760 (110 200) A
X60M 415 (60 200) 585 (81 900) 520 (75 400) 760 (110 200) A
X65M 450 (65 300) 600 (87 000) 535 (77 600) 760 (110 200) A
X70M 485 (70 300) 635 (92 100) 570 (82 700) 760 (110 200) A
X70M 555 (80 500) 705 (102 300) 625 (90 600) 825 (119 700) A
X90M 625 (90 600) 775 (112 400) 695 (100 800) 915 (132 700) A
X100M 690 (100 100) 840 (121 800) 760 (110 200) 990 (143 600) A
X120M 830 (120 400) 1 050 (152 300) 915 (132 700) 1 145 (166 100) A
23
La elongación mínima (A) en 2 in (50.8 mm) se determina con la siguiente Ecuación:
Unidades del Sistema Inglés e = 625 000 𝐴0.2
𝑈0.9 (18)
Unidades del Sistema Internacional e = 1 944 𝐴0.2
𝑈0.9 (19)
Donde:
e: elongación mínima en 2 in (50.8 mm) en %, redondeado al porcentaje más cercano.
A: Área de la muestra a la que se le aplica la fuerza de tensión.
U: Esfuerzo mínimo de tensión final especificado en psi (Mpa)
1.13.1 Componentes de acero grado API 5L para servicio amargo
El termino amargo se utiliza cuando el agua que se ocupa para la extracción de gas en algunos pozos,
contiene H2S disuelto, lo cual propicia los procesos de corrosión en el acero ocupado. Bajo este
comportamiento se favorece el agrietamiento por efecto del hidrogeno atómico (H+), el cual se
produce como un subproducto de la reacción de corrosión en la superficie del material. (35)
Este tipo de aceros puede fallar debido a una severa degradación por el sulfuro de hidrogeno, siempre
presente en el petróleo crudo y en gas natural, dado esto, se debe prestar gran importancia a la
morfología, tamaño y distribución de las inclusiones no metálicas en los aceros microaleados, para
evitar el agrietamiento inducido por hidrogeno (HIC). (36)
Una de las estrategias que se utilizan dentro de la industria para la fabricación de aceros resistentes
al HIC, es la eliminación de inclusiones de sulfuro de manganeso, reduciendo la cantidad de azufre y
la agregación de calcio para dar una forma esférica a los sulfuros. (37) Actualmente los procesos de
fabricación ofrecen bajos niveles de inclusiones de forma esférica y baja o nula segregación,
previniendo el HIC.
La composición química de los aceros empleados dentro de la industria petrolera grado API 5L, debe
ser de acuerdo con la composición que se encuentra en la Tabla 1.3 para PSL 1 y Tabla 1.4 para PSL
2.
24
Tabla 1.3 Requerimientos químicos para PSL 1 en % peso
Grado
C max Mn max P max S max
API 5L PSL 1
A25 0.21 0.60 0.030 0.030
A25P 0.21 0.60 0.045 – 0.080 0.030
L210 o A 0.22 0.90 0.030 0.030
L245 o B 0.26 1.20 0.030 0.030
X42 0.26 1.30 0.030 0.030
X46 0.26 1.40 0.030 0.030
X52 0.26 1.40 0.030 0.030
X56 0.26 1.40 0.030 0.030
X60 0.26 1.40 0.030 0.030
X65 0.26 1.45 0.030 0.030
X70 0.26 1.65 0.030 0.030
Tabla 1.4 Requerimientos químicos para PSL 2 en % peso
Grado
C max Mn max P max S max Si max
API 5L PSL 2
L245M o BM 0.22 1.20 0.025 0.015 0.45
X42M 0.22 1.30 0.025 0.015 0.45
X46M 0.22 1.30 0.025 0.015 0.45
X52M 0.22 1.40 0.025 0.015 0.45
X56M 0.22 1.40 0.025 0.015 0.45
X60M 0.12 1.60 0.025 0.015 0.45
X65M 0.12 1.60 0.025 0.015 0.45
X70M 0.12 1.70 0.025 0.015 0.45
X70M 0.12 1.85 0.025 0.015 0.45
X90M 0.10 2.10 0.020 0.010 0.55
X100M 0.10 2.10 0.020 0.010 0.55
X120M 0.10 2.10 0.020 0.010 0.55
25
Estado del arte
El FAC se determina con la formación de una capa de óxidos protectores en un acero bajo carbono,
la cual tras el paso del flujo o de la mezcla que fluye dentro del equipo, se comienza a disolver,
volviéndose más delgada y menos protectora, por lo que se vuelve más vulnerable el material y por
ende el aumento de las velocidad de corrosión. En algunas zonas, las capas de óxido pueden ser tan
delgadas como para dejar al descubierto una superficie metálica aparentemente sin protección, lo cual
puede dar lugar a un ataque local, que puede generar corrosión por picadura o grietas. Sin embargo,
comúnmente, la superficie corroída exhibe un color negro típico de magnetita. Aunque el FAC se
produce en una amplia zona dentro de los equipos, tiende a tener mayor incidencia en las zonas donde
existe una alta turbulencia del flujo, pudiendo ser por cambios de dirección, como codos o tees.
Dooley y colaboradores (6), determinan que la corrosión asistida por flujo (FAC) provoca un
adelgazamiento de la pared (pérdida de metal) de equipos sometidos a corrientes de agua o vapor a
presiones y temperaturas elevadas, construidos generalmente de acero con bajo contenido de carbono.
Si no se detecta a tiempo la corrosión asistida por flujo, el componente se puede degradar, provocando
un agrietamiento, para posteriormente generar una fractura, liberando vapor a altas temperaturas y
distintas fases liquidas (agua, aceite, petróleo) en áreas cercanas, que pueden provocar una serie de
accidentes.
Martinez y colaboradores (38), por medio de una simulación numérica y física, llevan a cabo el estudio
de la influencia que tiene el patrón de flujo con respecto a la velocidad de corrosión, dentro de un
tanque separador horizontal. Determinando mediante la simulación los patrones de flujo presentes
dentro del tanque separador (flujo muerto, flujo pistón, vórtex). Mediante el software ANSYS
FLUENT, se obtienen los vectores de velocidad del flujo, para identificar las zonas de mayor riesgo
dentro del dispositivo (zonas de flujo turbulento), para colocar probetas electroquímicas de un acero
ASTM A516 G70 haciendo fluir una salmuera bajo la norma NACE 1D 196, para medir la velocidad
de corrosión mediante la técnica de Resistencia a la Polarización. Finalmente en esta investigación se
lleva a cabo una caracterización de los productos de corrosión formados en la superficie del acero,
26
mediante Microscopia Electrónica de Barrido y Difracción de Rayos X, con lo que se presenta la
formación de óxidos y sulfuros de hierro.
Medina y colaboradores (41), obtienen una serie de modelos para predecir la velocidad de corrosión
dentro de tanque separadores, específicamente en la zona de recolección de líquidos, para un acero
SA-516-G70, el cual es utilizado en la fabricación a nivel industrial de los tanques separadores. Se
analiza la función del pH, la temperatura y de contenidos de CO2 y H2S presentes en conjunto con la
adición de salmueras NACE-1D-182 y NACE-1D-196, las cuales son suministradas para simular un
medio corrosivo a nivel industrial, en esta investigación se determina la velocidad de corrosión
mediante la técnica electroquímica de Resistencia a la polarización.
La validación de los modelos se realiza por comparación con modelos reportados en la literatura,
modelos predictivos comerciales y datos obtenidos de equipos en servicio. Los resultados muestran
una buena aproximación estadística con respecto a los valores experimentales, concluyendo que la
metodología es aplicable para la obtención de los modelos señalados incluso para otros tipos de
equipos y ductos que se utilizan en la industria petrolera.
Farzad y colaboradores (42), estudian el daño ocasionado en un tubo de acero grado AISI 1045, que
estuvo en servicio durante un corto periodo de tiempo, el cual a su vez forma parte de la salida de un
tanque separador. Mediante Espectroscopia de Energía Dispersa (EDS) y Difracción de Rayos X
(DRX), se determina que la mayoría de los productos de corrosión formados, son óxidos, así como
algunos sulfuros. Mediante observaciones metalográficas de la muestra, se observa que las picaduras
se inician en la parte interior de la tubería, la cual se expone en un medio corrosivo con H2S, CO2 y
ácido nafténico, lo que genera un adelgazamiento de la tubería (FAC) y por consecuencia la formación
de productos de corrosión solamente en un área específica. La presencia de una capa delgada de
productos de corrosión (principalmente de sulfuros y carbonatos) conlleva a que esta sea fácilmente
desprendible, debido a que no presenta cohesión en la superficie metálica y por consecuencia exista
un incremento en la velocidad de corrosión. Tras el desprendimiento de esta capa de productos de
corrosión, se genera de manera adicional una corrosión por picaduras.
Pengpeng y colaboradores (43), determinan que los sulfuros de hierro, así como las sustancias
polimórficas, tienen un papel importante en la geología, en los sistemas marinos, en ciencia de los
materiales y de más ciencias a fin. La estructura cristalina y las fases de transición de los sulfuros de
hierro tienden a ser complejos. Por lo anterior en esta investigación se observa que los sulfuros de
hierro, tales como la mackinawita, es el primer producto en ser formado y gradualmente se va
degradando hasta su desaparición, posteriormente se observa la formación de pirita cúbica (FeS) y
27
troilita, las cuales contribuyen a incrementar el espesor de la capa de productos de corrosión
formados. Usando el Microscopio Electrónico de Transmisión de Alta Resolución (TEM), se observa
por primera vez la transición de pirita cúbica (FeS) en greigita (Fe3S4), en un medio acuoso,
compuesto principalmente de H2S (medio libre de O2).
Debido a que existen pocos estudios sobre el efecto que tiene la velocidad de corrosión en los aceros
empleados en la fabricación de los tanques separadores debida a la corrosión asistida por flujo (FAC),
por medio de la presente investigación se propone un estudio comparativo entre los aceros API 5L
X70 Tradicional y Nueva Generación como posibles materiales a emplear en la construcción de
dichos tanques o como parte de alguna sustitución en alguno de sus componentes los cuales están
hechos normalmente de un acero al carbono ASTM A53. Otro factor importante es llevar a cabo un
estudio más detallado de los productos de corrosión sobre el proceso mismo de corrosión en un medio
amargo mediante una caracterización de los mismos a través de microscopia electrónica de barrido
(MEB) y DRX para observar el efecto que pueden llegar a tener sobre la velocidad de corrosión
siendo esto además un aporte adicional del presente estudio al área de la corrosión.
28
29
CAPÍTULO II
Metodología experimental
Aceros para experimentación
API 5L X70 T, API 5L X70
NG
Metalografía, caracterización de
fases presentes y composición
Preparación del medio corrosivo
(fluido)
Preparación de probetas
electroquímicas en frio
Calculo de la velocidad de
corrosión aplicando la técnica
de resistencia a la
polarización
Obtención de resultados
Discusión de resultados
MEB y DRX
Caracterización de los
productos de corrosión
(morfología y composición)
Pruebas electroquímicas
efecto de la adición de H2S
Figura 2.1 Procedimiento experimental presentado de forma esquemática
30
El siguiente capítulo explica la metodología experimental que se realizó para estudiar el efecto que
tiene un medio agresivo en dos tipos de acero grado API, dentro de un tanque separador bifásico
debido al fenómeno de Corrosión Asistida por Flujo. La Figura 2.1 muestra esquemáticamente el
desarrollo experimental para cada prueba realizada durante la experimentación de la presente
investigación.
2.1 EQUIPOS
El equipo experimental utilizado en esta investigación se muestra en la Figura 2.2, el cual consiste de
un separador construido en acrílico transparente de 5 mm de espesor y construido a una escala de
26:1, siguiendo los criterios de similitud de Froud y Reynolds. (16) Se hizo pasar una salmuera
preparada de acuerdo a la Norma NACE 1D196 (17) la cual es almacenada en un tanque de polietileno
de 100 L de capacidad. Mediante un rotámetro se llevó a cabo el control de los caudales del fluido.
A la salida del separador se conectó una bomba de succión para el control del nivel del fluido dentro
del separador y mantenerlo en estado estacionario. A continuación se enlista a detalle el equipo
utilizado en la experimentación.
Bomba de 0.5 Hp de potencia.
Rotámetro con capacidad de 20 l/min.
Potenciostato/Galvanostato, para pruebas electroquímicas.
Laptop para recolección y análisis de datos.
Microscopio Electrónico de Barrido JEOL JSM 6300.
Difractómetro D8 Focus Bruker.
Los perfiles de velocidad, es decir, el comportamiento del flujo dentro del separador para determinar
las zonas de mayor riesgo dentro del separador, se obtuvieron en investigaciones previas por el grupo
de trabajo. (38) En dichas zonas de estudio, se colocaron probetas electroquímicas para determinar
mediante la técnica de Resistencia a la Polarización (Rp) el acero que presenta una mejor resistencia
a la corrosión. Los flujos ocupados durante la experimentación fueron de 6.5, 8 y 12 l/min haciendo
fluir una salmuera 1D 196 con keroseno y H2S para simular el medio amargo, las Figuras 2.2 y 2.3
muestran el montaje del equipo experimental.
31
Figura 2.2 Equipo utilizado durante la experimentación
Figura 2.3 Laptop para recolección de datos y potenciostato/galvanostato
La probeta A se sitúa en la placa de choque, mientras que las probetas B y C se ubican en la zona de
recolección de líquidos, a 11.35 cm y la C a 34 cm de la entrada de líquidos, respectivamente. La
ubicación de las probetas en el tanque separador en funcionamiento se muestra en la Figura 2.4 y en
la Figura 2.5 en un plano inclinado.
Figura 2.4 Ubicación de las probetas electroquímicas en el modelo del tanque separador en
funcionamiento
Potenciostato
A
B C
32
Figura 2.5 Ubicación de las probetas electroquímicas en el modelo del tanque separador en
un plano inclinado (38)
2.2 MATERIALES
Probetas electroquímicas, constituidas de 3 cupones con dimensiones de 1 × 0.5 × 1 cm de
acero al carbono de grado API 5L X70 Tradicional (T) y API 5L X70 Nueva Generación
(NG) montados en resina epóxica.
Tanque separador de acrílico, escala 26:1.
Tanque de polietileno de 100 L de capacidad de almacenaje.
Tubería de PVC.
Manguera transportadora del flujo.
2.2.1 Separador
El flujo multifásico se estudió por medio de modelos físicos, los cuales deben de guardar una relación
o factor con el que se pueda reproducir el comportamiento. El diseño del modelo empleado se describe
en la Tabla 2.1, al igual que el modelo prototipo.
Tabla 2.1 Características físicas del separador modelo y prototipo
La Figura 2.6 muestra el modelo físico del tanque separador horizontal bifásico a una escala de 26:1,
y en la Tabla 2.2 se enlistan las acotaciones correspon
