UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA

CARRERA DE INGENIERÍA QUÍMICA

FORMULACIÓN Y EVALUACIÓN EN LABORATORIO DE UN NUEVO INHIBIDOR

DE CORROSIÓN PARA DUCTOS EN CAMPOS PETROLEROS

TRABAJO DE GRADO PARA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO

QUÍMICO

AUTOR: DIEGO FERNANDO PULLAS RIVERA

TUTOR: ING. DIEGO EDUARDO MONTESDEOCA ESPÍN

QUITO

2015

ii

APROBACIÓN DEL TUTOR

En calidad de Tutor del Trabajo de Grado titulado FORMULACIÓN Y EVALUACIÓN EN

LABORATORIO DE UN NUEVO INHIBIDOR DE CORROSIÓN PARA DUCTOS EN

CAMPOS PETROLEROS, certifico que el mismo es original y ha sido desarrollado por el señor

DIEGO FERNANDO PULLAS RIVERA, bajo mi dirección y conforme a todas las

observaciones realizadas considero que el trabajo reúne los requisitos necesarios como trabajo

de titulación, y por tanto tiene mi aprobación.

En la ciudad de Quito, a los 27 días del mes de julio de 2015.

PROFESOR TUTOR

iii

AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL

Yo, DIEGO FERNANDO PULLAS RIVERA, en calidad de autor del trabajo degrado realizado

sobre la FORMULACIÓN Y EVALUACIÓN EN LABORATORIO DE UN NUEVO

INHIBIDOR DE CORROSIÓN PARA DUCTOS EN CAMPOS PETROLEROS, por la

presente autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los

contenidos que me pertenecen o de parte de los que contiene esta obra, con fines estrictamente

académicos o de investigación.

Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente autorización,

seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos 5, 6, 8, 19 y

demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su Reglamento.

En la ciudad de Quito, a los 27 días del mes de julio de 2015.

Diego Fernando Pullas Rivera

C.C.: 1719104422

diegopullasiq@hotmail.com

iv

DEDICATORIA

A mis padres, Enrique y Claudia

por el apoyo y confianza

incondicional en los momentos

difíciles que tuve, su amor

trabajo, honestidad y dedicación

en sus actividades diarias han

sido una motivación extra para

luchar por conseguir esta meta

tan anhelada.

A mi hermano Enrique Jr., ya

que sus consejos me han

ayudado mucho a no

desanimarme en ningún

momento, igualmente su apoyo

ha sido muy valioso para lograr

este objetivo.

v

AGRADECIMIENTOS

A mis padres, por brindarme la posibilidad de estudiar, apoyarme en todo momento en las

decisiones que he tomado.

A los profesores de la Facultad de Ingeniería Química, quienes han sabido impartir

conocimiento, promover el esfuerzo y dedicación por parte de los estudiantes, para lograr

alcanzar las metas merecidamente.

Al Ing. Diego Montesdeoca, tutor de mi trabajo de grado, por su apoyo, tiempo y paciencia para

lograr culminar exitosamente este trabajo.

A los Ingenieros de de la división OFC de Interoc: Diego Tamayo y Agustín Casanova, por sus

valiosos aportes y su apertura para poder desarrollar el presente trabajo de grado.

A mis amigas y amigos: Melissa, Maricela, Nataly, Glenda, Marcia, Vicky, Margoth, Dennis,

Danny, Miguel, Diego Revelo; con quienes he compartido gratos momentos durante la vida

universitaria.

CONTENIDO

pág

LISTA DE TABLAS ..................................................................................................................... x

LISTA DE GRÁFICOS .............................................................................................................. xii

LISTA DE FIGURAS ................................................................................................................ xiii

LISTA DE ANEXOS ................................................................................................................. xiv

RESUMEN .................................................................................................................................. xv

ABSTRACT ............................................................................................................................... xvi

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................ 1

1. MARCO TEÓRICO .................................................................................................................. 3

1.1 Petróleo crudo ......................................................................................................................... 3

1.2 Agua de formación. ................................................................................................................. 3

1.2.1 Problemas asociados a la producción de agua. ................................................................... 4

1.3 Corrosión ................................................................................................................................. 4

1.3.1 Elementos para una corrosión electroquímica .................................................................... 5

1.3.1.1 Ánodo. ............................................................................................................................... 5

1.3.1.2 Cátodo. .............................................................................................................................. 5

1.3.1.3 Electrolito.. ........................................................................................................................ 6

1.3.1.4 Unión metálica o conductor eléctrico. .............................................................................. 6

1.3.2 Tipos de corrosión ................................................................................................................ 6

1.3.2.1 Corrosión uniforme.. ......................................................................................................... 6

1.3.2.2 Corrosión por picadura.. .................................................................................................. 7

1.3.2.3 Lixiviación selectiva. ......................................................................................................... 7

1.3.2.4 Corrosión galvánica.. ........................................................................................................ 7

1.3.2.5 Corrosión - erosión.. ......................................................................................................... 7

1.3.2.6 Corrosión por tensión.: ..................................................................................................... 8

1.3.2.7 Corrosión electroquímica.. ............................................................................................... 8

1.3.2.8 Corrosión microbiológica. ................................................................................................ 8

1.3.2.9 Corrosión por presiones parciales de oxígeno.. ............................................................... 8

1.3.2.10 Corrosión intergranular.. ................................................................................................ 9

1.3.2.11 Corrosión por cavitación. ............................................................................................... 9

1.3.2.12 Corrosión por socavados o grietas (Crevice).. ............................................................... 9

1.3.3 Tipos de corrosión más comunes en campos petroleros .................................................... 10

1.3.3.1 Corrosión dulce. .............................................................................................................. 10

1.3.3.2 Corrosión agria o amarga.. ............................................................................................ 11

1.3.3.3 Corrosión por oxígeno.. .................................................................................................. 11

1.4 Inhibidores de corrosión. ....................................................................................................... 13

1.4.1 Inhibidores del tipo pasivador.. ......................................................................................... 13

1.4.2 Inhibidores en Fase Vapor.. ............................................................................................... 13

1.4.3 Los inhibidores fílmicos de corrosión. ............................................................................... 13

1.5 Formulación de un inhibidor de corrosión ........................................................................... 15

1.5.1 Selección de bases para inhibidores en tratamientos a pozos y líneas de producción. ..... 16

1.5.2 Criterios para la selección de un inhibidor en campos petroleros. ................................... 18

1.5.2.1 Solubilidad del inhibidor.. ............................................................................................... 18

1.5.2.2 Oxígeno disuelto. ............................................................................................................. 18

1.5.2.3 Incompatibilidad.. ........................................................................................................... 18

1.5.2.4 Detergencia del inhibidor. .............................................................................................. 18

1.5.2.5 Costo del inhibidor.. ........................................................................................................ 18

1.5.2.6. Aplicación del inhibidor. ................................................................................................ 18

1.6 Evaluación de inhibidores de corrosión en laboratorio. ........................................................ 19

1.6.1 Método Wheel Test. ............................................................................................................ 19

2. MARCO EXPERIMENTAL ................................................................................................... 21

2.1 Proceso experimental seleccionado ...................................................................................... 21

2.1.1 Descripción del proceso .................................................................................................... 21

2.2 Diseño experimental para determinar la mejor formulación del inhibidor de corrosión

a nivel de laboratorio. .................................................................................................................. 23

2.3. Materiales y Equipos ............................................................................................................ 24

2.3.1 Materiales para desarrollar la prueba de evaluación de inhibidores wheel test .............. 24

2.4 Sustancias y reactivos............................................................................................................ 24

2.4.1 Sustancias para simular el ambiente corrosivo líquido y formulaciones .......................... 24

2.5 Procedimiento ..................................................................................................................... 25

2.5.1 Preparación de cupones .................................................................................................... 25

2.5.2 Preparación de salmuera .................................................................................................. 25

2.5.3 Dosificación de inhibidores .............................................................................................. 25

viii

2.5.4 Armado de la prueba Wheel Test ....................................................................................... 26

2.5.5 Limpieza de cupones ......................................................................................................... 26

3. CÁLCULOS ............................................................................................................................ 27

3.1 Cálculo del número de electrodos (cupones de corrosión) y botellas a utilizar para

cada wheel test. ........................................................................................................................... 27

3.2 Cálculo del volumen de la salmuera a preparar para cada evaluación wheel test. ................ 27

3.3 Cálculo de la cantidad requerida de sal (cloruro de sodio) a añadir al volumen de la

salmuera, para obtener la salinidad en ppm de cloruros. ............................................................. 28

3.4 Cálculo de los ppm de inhibidor de corrosión en una dilución al 10%. ................................ 29

3.5 Cálculo de la cantidad de inhibidor de corrosión a inyectar en cada botella, para

obtener los ppm que se desea evaluar. ........................................................................................ 29

3.6 Cálculo del porcentaje de protección (eficiencia) del inhibidor de corrosión. ...................... 30

4. DATOS EXPERIMENTALES ............................................................................................... 31

4.1 Datos obtenidos a 18ᵒC en el laboratorio de pH, solubilidad de las bases

seleccionadas y nombres de los inhibidores de corrosión a evaluarse. ...................................... 31

4.2 Formulaciones de los 5 primeros inhibidores a evaluarse mediante wheel test a 50°C. ....... 32

4.3 Datos de las evaluaciones de los 5 primeros inhibidores mediante wheel test en la

primera fase. ................................................................................................................................ 33

4.4 Datos de las formulaciones y evaluaciones de los inhibidores clasificados. ......................... 34

5. RESULTADOS ....................................................................................................................... 42

5.1 Eficiencia de protección de los inhibidores clasificados. ...................................................... 42

5.2 Comparación de la eficiencia del mejor producto formulado, con el producto actual. ......... 46

6. DISCUSIÓN ........................................................................................................................... 47

7. CONCLUSIONES .................................................................................................................. 49

8. RECOMENDACIONES ......................................................................................................... 51

CITAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................................................................... 52

ix

BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................................... 54

ANEXOS..................................................................................................................................... 55

x

LISTA DE TABLAS

pág

Tabla 1. Composición del petróleo ............................................................................................... 3

Tabla 2. Bases químicas para formular inhibidores de corrosión ............................................... 21

Tabla 3. pH de las bases .............................................................................................................. 31

Tabla 4. Solubilidad y dispersabilidad de las bases en diferentes solventes. .............................. 31

Tabla 5. Nombres de los inhibidores formulados para la primera fase de wheel test a 30

ppm de producto y a 10%aceite, 90%agua y 80000 ppm de salinidad. ...................................... 31

Tabla 6. Formulación de Ar 1 para la prueba a 30 ppm del inhibidor y a 10%aceite,

90%agua y 80000 ppm de salinidad. ........................................................................................... 32

Tabla 7. Formulación de Adb 3 para la prueba a 30 ppm del inhibidor y a 10%aceite,

90%agua y 80000 ppm de salinidad. ........................................................................................... 32

Tabla 8. Formulación de Corrcontrol Oil para la prueba a 30 ppm del inhibidor y a

10%aceite, 90%agua y 80000 ppm de salinidad. ........................................................................ 32

Tabla 9. Formulación de ICWS 40 para la prueba a 30 ppm del inhibidor y a 10%aceite,

90%agua y 80000 ppm de salinidad. ........................................................................................... 33

Tabla 10. Formulación de Mhb 2 para la prueba a 30 ppm del inhibidor y a 10%aceite,

90%agua y 80000 ppm de salinidad. ........................................................................................... 33

Tabla 11. Datos de las pruebas de wheel test realizadas a 30 ppm del inhibidor y a

10%aceite, 90%agua, 80000 ppm de salinidad y 50°C ............................................................... 33

Tabla 12. Datos de la variación de la formulación del inhibidor que tiene por nombre Ar1. ..... 34

Tabla 13. Datos de las pruebas de wheel test realizadas para la variación de fórmulas

correspondientes a Ar 1 a 10%aceite, 90%agua, 80000 ppm de salinidad y 50°C. ................... 35

Tabla 14. Datos de las pruebas de wheel test realizadas para la variación de fórmulas

correspondientes a Ar 1 a 65%aceite, 35% agua, 40000 ppm de salinidad y 50°C. ................... 36

Tabla 15. Datos de las formulaciones para el inhibidor ICOS. ................................................... 36

Tabla 16. Datos de las pruebas de wheel test realizadas para las fórmulas

correspondientes a ICOS a 10%aceite, 90%agua, 80000ppm de salinidad y 50°C. ................... 37

xi

Tabla 17. Datos de las pruebas de wheel test realizadas para las fórmulas

correspondientes a ICOS a 65%aceite, 35% agua, 40000 ppm de salinidad y 50°C. ................. 38

Tabla 18. Datos de las variaciones de la formulación del inhibidor que tiene por nombre

ICWS ........................................................................................................................................... 39

Tabla 19. Datos de las pruebas de wheel test realizadas para la variación formulaciones

del inhibidor ICWS 40 a 10% aceite. 90% agua y 80000 ppm de salinidad y 50°C ................... 39

Tabla 20. Datos de las pruebas de wheel test realizadas para las nuevas formulaciones del

inhibidor ICWS 40 a 65% aceite, 35% agua, 40000 ppm de salinidad y 50°C. ......................... 40

Tabla 21. Datos de eficiencias de protección de los inhibidores evaluados a 15 ppm de

dosificación y a 10%aceite, 90%agua y 80000 ppm de salinidad y 50°C ................................... 42

Tabla 22. Datos de eficiencias de protección de los inhibidores evaluados a 30 ppm de

dosificación y a 10%aceite, 90%agua, 80000 ppm de salinidad y 50°C ..................................... 43

Tabla 23. Datos de eficiencias de protección de los inhibidores evaluados a 45 ppm de

dosificación y a 10%aceite, 90%agua, 80000 ppm de salinidad y 50°C ..................................... 43

Tabla 24. Datos de eficiencias de protección de los inhibidores evaluados a 15 ppm de

dosificación y a 65%aceite, 35%agua, 40000 ppm de salinidad y 50°C ..................................... 44

Tabla 25. Datos de eficiencias de protección de los inhibidores evaluados a 30 ppm de

dosificación y a 65%aceite, 35%agua, 40000 ppm de salinidad y 50°C ..................................... 44

Tabla 26. Datos de eficiencias de protección de los inhibidores evaluados a 45 ppm de

dosificación y a 65%aceite, 35%agua, 40000 ppm de salinidad y 50°C ..................................... 45

Tabla 27. Comparación de eficiencia del mejor producto formulado (ICOS 42) con el

producto actual, a 10%aceite, 90%agua, 80000 ppm de salinidad y 50°C ................................. 46

xii

LISTA DE GRÁFICOS

pág

Gráfico 1. Velocidades de corrosión al acero en general por CO2, H2S y O2. [10] .................... 12

xiii

LISTA DE FIGURAS

pág

Figura 1. Celda de corrosión ......................................................................................................... 6

Figura 2. Estructura de una imidazolina típica para inhibidores de corrosión ............................ 14

Figura 3. Esquema representativo del mecanismo de funcionamiento de un inhibidor

fílmico de corrosión. ................................................................................................................... 15

Figura 4. Diseño experimental para determinar la mejor formulación de un nuevo

inhibidor de corrosión. ................................................................................................................ 23

xiv

LISTA DE ANEXOS

pág

ANEXO A. Comportamiento de las formulaciones correspondientes a Ar, en ambas

condiciones de evaluación. .......................................................................................................... 56

ANEXO B. Comportamiento de las formulaciones correspondientes a ICOS, en ambas

condiciones de evaluación. .......................................................................................................... 57

ANEXO C. Comportamiento de las formulaciones correspondientes a ICWS, en ambas

condiciones de evaluación. .......................................................................................................... 58

ANEXO D. Formas comunes de ataque de corrosión en campos petroleros. ............................. 59

ANEXO E. Equipos utilizados para la evaluación y formulación de inhibidores de

corrosión. ..................................................................................................................................... 61

ANEXO F. Desarrollo de una evaluación de inhibidores de corrosión mediante wheel

test. .............................................................................................................................................. 62

ANEXO G. Propiedades fisicoquímicas del nuevo inhibidor de corrosión. ............................... 66

ANEXO H. Norma NACE 1D196 para evaluar inhibidores de corrosión a nivel de

laboratorio. .................................................................................................................................. 67

ANEXO I. Diagrama de flujo para la evaluación de los cinco primeros inhibidores

formulados. .................................................................................................................................. 80

xv

FORMULACIÓN Y EVALUACIÓN EN LABORATORIO DE UN NUEVO INHIBIDOR

DE CORROSIÓN PARA DUCTOS EN CAMPOS PETROLEROS

RESUMEN

Se obtuvo un nuevo inhibidor de tipo fílmico, para proteger internamente ductos en campos

petroleros del oriente ecuatoriano.

Se formuló un inhibidor de corrosión con cada una de las siguientes bases químicas: 1)

imidazolinas, dietiltriamina, 2) amonio cuaternario, cloruro de alquil dimetil bencil amonio, 3)

aminas etoxiladas, 4) alquil aminas y 5) aceites de resinas con dietilentriamina. Mediante el

ensayo “wheel test” se simuló el ambiente corrosivo de pozos petroleros y se evaluó la

eficiencia de cada inhibidor a una concentración de 30 ppm, los cuales previamente fueron

expuestos a 120ᵒC durante 30 minutos para comprobar su estabilidad térmica.

Los mejores inhibidores, correspondientes a las bases 1 y 4 fueron reformulados y se

combinaron las bases 2 y 3 en diferentes proporciones, obteniendo nuevas formulaciones que

fueron evaluadas en dos ambientes corrosivos C1 y C2, a tres dosificaciones: 15, 30 y 45 ppm.

Con los datos obtenidos se determinó la eficiencia de cada inhibidor.

Se concluye que uno de los inhibidores formulados con las bases 2 y 3 (5% - 20%) es el que

posee mayor eficiencia de protección contra la corrosión (88,03%), superando incluso al

producto actual de campo (73,22%).

PALABRAS CLAVES: /FORMULACIONES/ INHIBIDORES DE CORROSIÓN/

EFICIENCIA/ POZOS PETROLEROS/ AMINAS/ WHEEL TEST/

xvi

FORMULATION AND EVALUATION AT A LABORATORY OF A NEW

CORROSION INHIBITOR FOR PIPELINES IN OIL FIELDS

ABSTRACT

A new type inhibitor film was obtained to internally protect pipelines in oil fields of eastern

Ecuador.

A corrosion inhibitor with each of following chemical bases was formulated: 1) imidazolines,

diethyltriamine, 2) quaternary ammonium, alkyldimethylbenzyl ammonium chloride, 3)

ethoxylated amines, 4) alkyl amines and 5) diethylenetriamine oils resins. By the “wheel test”

testing, the corrosive environment of oil wells was simulated and efficiency of each inhibitor at

a concentration of 30 ppm, which were previously exposed to 120°C for 30 minutes to ensure

thermal stability was evaluated.

The best inhibitors, corresponding to bases 1 and 4 were reformulated and bases 2 and 3 were

combined in different proportions, obtaining new formulations which were evaluated on two

corrosive environments C1 and C2, in three doses: 15, 30 and 45 ppm. With the data obtained,

the efficiency of each inhibitor was determined.

It is concluded that one of the inhibitors formulated with bases 2 and 3 (5% - 20%) is the one

with more efficient corrosion protection (88,03%), even surpassing the current product field

(73,22%).

KEYWORDS: / FORMULATIONS / CORROSION INHIBITORS / EFFICIENCY / OIL

WELLS / AMINES / WHEEL TEST /

1

INTRODUCCIÓN

La industria petrolera realiza inversiones significativas en su constante búsqueda de aumentar la

recuperación de petróleo, esto también trae consigo el aumento de productos no deseados como

el agua de formación, que es el principal culpable de la corrosión interna en tuberías y equipos

por su alto contenido de sales y gases disueltos.

La exigente competencia en el mercado petrolero demanda un mayor aprovechamiento de los

recursos disponibles, así como también el desarrollo de métodos efectivos para el control de la

corrosión de la infraestructura diseñada para la recuperación de petróleo, como es la aplicación

de inhibidores de corrosión del tipo fílmicos.

Las cambiantes condiciones de operación de pozos productores y campos petroleros en general,

tales como: aumento del corte de agua, presión, temperatura; sumada a la agresividad de las

propiedades físico químicas del agua de formación como: salinidad, dureza total, dureza cálcica,

alcalinidad, pH, limitan de gran manera con el tiempo, el desempeño y eficiencia del inhibidor

fílmico para el control de corrosión que actualmente se utiliza en los campos petroleros del

oriente ecuatoriano, por lo que es necesario e indispensable realizar una nueva formulación del

producto químico, de manera que se ajuste a las condiciones que generan problemas en las

tuberías principalmente.

En la actualidad, los principios activos de los inhibidores de corrosión del tipo fílmicos más

utilizados en los campos petroleros debido a su efectividad y costos relativamente bajos son las

aminas cíclicas tales como imidazolinas, piperazina o aminas lineales como las diaminas, así

como también las aminas cuaternarias, las cuales presentan un buen desempeño en la protección

interna de las tuberías en los ambientes corrosivos encontrados en los pozos petroleros.

La formulación de un inhibidor de corrosión de tipo fílmico se realiza a nivel de laboratorio,

simulando las condiciones existentes en pozos petroleros o líneas de producción, y mediante los

resultados obtenidos en wheel test (método de evaluación de inhibidores fílmicos a nivel de

laboratorio) y pruebas de estabilidad térmica, se seleccionan los mejores productos para

probarlos y evaluarlos en el campo petrolero.

2

Los inhibidores de corrosión fílmicos son combinaciones de productos químicos que se adhieren

a las paredes metálicas internas y cuya función principal es la de formar una película de

protección que aísla el metal de los agentes que causan la corrosión. La película se forma por

adsorción.

El presente trabajo, tuvo por objetivo principal encontrar una nueva formulación de un

inhibidor de corrosión del tipo fílmico que posea una eficiencia de protección mayor al producto

que actualmente se aplica en campo, para lo cual se usaron cinco bases químicas diferentes

compuestas por: 1) imidazolinas, dietiltriamina, 2) amonio cuaternario, cloruro de alquil dimetil

bencil amonio, 3) aminas etoxiladas, 4) alquil aminas y 5) aceites de resinas con

dietilentriamina. Con cada una se formuló un inhibidor, y la eficiencia de estos fue evaluada

mediante wheel test a 30 ppm de concentración en un ambiente corrosivo, similar al encontrado

en pozos productores del distrito amazónico del Ecuador. Además, se hicieron pruebas de

estabilidad térmica de cada inhibidor previo a cada evaluación, sometiéndolos a 120ᵒC durante

30 minutos. Esto con el fin de confirmar el desempeño de los productos frente a las

temperaturas de operación de pozos productores.

Los inhibidores con mejores eficiencias, correspondientes a las bases 1 y 4 fueron reformulados,

mientras que se formularon otros inhibidores, a partir de la mezcla de las bases 2 y 3 en

diferentes proporciones. La base 5 fue descartada por presentar baja eficiencia de protección

contra la corrosión. Los nuevos productos (inhibidores) fueron evaluados en dos ambientes

corrosivos a tres dosificaciones de 15, 30 y 45ppm.

Se determinó que el inhibidor formulado con la mezcla de las bases químicas 2 y 3 en

proporciones del 5% y 20% respectivamente, es el que mejor eficiencia de protección presenta

contra la corrosión en condiciones de alto corte de agua y alta salinidad, superando la eficiencia

del actual producto usado en campo.

3

1. MARCO TEÓRICO

1.1 Petróleo crudo

El crudo es la forma natural con la que el producto petróleo es extraído de su reservorio o

yacimiento, y va acompañado de agua de formación, gases y otras impurezas es a menudo

negro, pero puede ser de una amplia gama de colores dependiendo de la mezcla de

hidrocarburos. Es una mezcla compleja de compuesto químicos orgánicos, en su mayoría

hidrocarburos de enlaces covalentes C-C Y C-H, se encuentran en pequeñas cantidades

sulfurados, oxigenados o nitrogenados.[1]

La composición del petróleo genéricamente está dada en la tabla 1: [2]

Tabla 1. Composición del petróleo

Elemento Porcentaje

Carbono 83-87

Hidrogeno 11-15

Azufre 0.1-0.6

Nitrógeno 0.1-1.5

Oxigeno 0.3-1.2

1.2 Agua de formación.

Es el agua que se encuentra junto al petróleo y gas en los yacimientos y es la responsable de los

mayores problemas de corrosión, incrustaciones (comúnmente llamada escala) y emulsiones. El

agua de formación varía en su composición química de campo a campo, incluso de un pozo con

respecto a otro en un mismo campo.

Las aguas producidas son luego separadas del petróleo crudo mediante tratamientos químicos y

físicos.

4

1.2.1 Problemas asociados a la producción de agua. El agua producida en campo es altamente

incrustante y corrosiva, por lo que el tratamiento químico que se aplica para mitigar los efectos

de la corrosión y escala (incrustaciones), debe ser eficiente, caso contrario se tendrá problemas

en equipos, líneas y tanques receptores de agua de formación. Entre los problemas generados

debido al agua de formación tenemos:

Crea ambientes corrosivos.

Mantiene superficies húmedas en la tubería

Incrementa la conductividad del fluido.

Disuelve gases corrosivos como CO2 y H2S

Promueve la generación de emulsiones.

Causa incrustaciones en tuberías y equipos de levantamiento artificial.[3].

1.3 Corrosión

NACE define a la corrosión como el deterioro de un material (acero, concreto, etc.), usualmente

un metal, como consecuencia de la interrelación con el medio circundante. Siempre que la

corrosión esté originada por una reacción química (oxidación), la velocidad a la que tiene lugar

dependerá en alguna medida de la temperatura, la salinidad del fluido en contacto con el metal y

las propiedades de los metales en cuestión. La mayoría de los metales se encuentran en la

naturaleza como óxidos metálicos o sales.

La refinación o purificación de estos compuestos para obtener metales en estado casi puro,

requiere de una gran energía. Esta energía esta almacenada y disponible para suministrar la

fuerza necesaria, y retornar el metal a su estado natural. Esto significa que los metales son

inestables con respecto a la mayoría de medio ambientes, y tienen la tendencia natural de

retornar a su estado original de baja energía, o corroerse.

La corrosión de los metales es un fenómeno natural que ocurre debido a la inestabilidad

termodinámica de la mayoría de los metales. En efecto, salvo raras excepciones (el oro, el hierro

de origen meteorítico) los metales están presentes en la Tierra en forma de óxido, en los

minerales (como la bauxita si es aluminio, la hematita si es hierro). La corrosión, de hecho, es el

regreso del metal a su estado natural, el óxido.

5

El hierro, por ejemplo, en su estado natural forma diferentes compuestos oxidados tales como

Fe2O3, FeO, Fe3O4 y otros, pero cuando son procesados pierden el oxígeno y quedan como

hierro puro (Fe0). Cuando este metal en su sistema será expuesto al contacto con el oxígeno

presente en el agua, se convierte a su forma natural u oxidada; normalmente ocurre en

combinaciones de Fe2O3 y Fe3O4.

La corrosión es, principalmente, un fenómeno electroquímico, esto significa que existen flujos

de corriente eléctrica. Para que exista corrosión se necesita de de cuatro elementos:

Ánodo

Cátodo

Electrolito

Unión metálica o conductor eléctrico

1.3.1 Elementos para una corrosión electroquímica

1.3.1.1 Ánodo. Es la porción de la superficie del metal que se corroe. Es el punto donde el metal

se disuelve o va a formar parte de la solución. Cuando un metal se disuelve, el átomo de este

pierde electrones y se transforma en un ion. Como los átomos contienen igual número de

protones (partículas con cargas positivas) y electrones (partículas con cargas negativas), la

pérdida de electrones conduce a un exceso de cargas positivas, y el resultado es un ion cargado

positivamente. La reacción química del hierro, principal compuesto del acero es:

Fe(s) → Fe2+ + 2e- 1

Esta pérdida de electrones se llama “oxidación”. El ion hierro pasa a formar parte de la solución,

mientras que los dos electrones se trasladan a otro sitio del metal para participar en otra

reacción.

1.3.1.2 Cátodo. Es la porción de la superficie del metal que no se disuelve, pero es el sitio de

reacciones químicas de los electrones liberados con los iones presentes en el agua, necesarias en

el proceso de corrosión. Este consumo de electrones se conoce como “reacción de reducción”.

2H+ + 2e- → H2(g)↑ 2

6

1.3.1.3 Electrolito. Para que se produzcan las reacciones señaladas anteriormente y completar el

circuito eléctrico, la superficie del metal tanto anódica como catódica, debe estar cubierta con

una solución electrolítica conductiva. A esta solución se la conoce como electrolito. El agua es

un electrolito cuya conductividad depende de la cantidad de sales disueltas, si es mayor el

contenido de SDT (sólidos disueltos totales), la conductividad electrolítica será mayor. El

electrolito conduce la corriente desde el ánodo al cátodo.

1.3.1.4 Unión metálica o conductor eléctrico. El ánodo y el cátodo deben estar conectados con

algo que conduzca los electrones (corriente eléctrica), para completar el circuito eléctrico y

proveer un camino para que la corriente fluya desde el cátodo hacia el ánodo. En el caso de la

corrosión de la superficie de un metal en un medio conductivo o solución electrolítica, la misma

superficie es la conductora de los electrones. La combinación del ánodo, cátodo, electrolito y

conductor eléctrico se llama celda de corrosión. [4]. Un esquema del proceso de corrosión del

hierro se muestra en la figura 1. [5]

Figura 1. Celda de corrosión

1.3.2 Tipos de corrosión

1.3.2.1 Corrosión uniforme. Es definida como la corrosión que se encuentra distribuida más o

menos de manera uniforme sobre la superficie de metal. Este tipo de corrosión puede ocurrir en

lugares aislados a lo largo de tuberías, pero el daño será relativamente uniforme.

7

1.3.2.2 Corrosión por picadura. Es una de las formas de corrosión más destructivas, se

encuentra en pequeñas áreas y toma la forma de cavidades llamadas pits.

Es promovida por baja velocidad del agua, puntos inactivos tales como lo que se presentan en el

lado una carcasa de un intercambiador de calor y por la presencia de iones cloruro. El

incremento de la velocidad de corrosión en la picadura produce un exceso de iones metálicos

cargados positivamente, los cuales atraen los iones cloruro.

1.3.2.3 Lixiviación selectiva. Es la corrosión selectiva de un elemento en una aleación. El

ejemplo más común en un sistema de enfriamiento es la dezincificación, que consiste en la

remoción selectiva del zinc en una aleación cobre-zinc; para este caso en particular, un pH<6 es

extremadamente peligroso, ya que acelera la dezincificación

1.3.2.4 Corrosión galvánica. Se produce cuando dos metales distintos entran en contacto. La

fuerza que dirige la corrosión galvánica es la diferencia de potencial entre los dos metales. La

diferencia es mayor cuando los dos metales están más alejados en la serie galvánica. Cuando

dos metales de esta serie galvánica se conectan, la velocidad de corrosión del más activo

(anódico) se incrementa y la del más noble (catódico) se disminuye.

1.3.2.5 Corrosión - erosión. La corrosión - erosión resulta en un ataque localizado grave al

metal. El daño aparece como ranura lisa o agujero en el metal, tal como se produce en fallas en

tuberías de perforación, tuberías de revestimiento, o tuberías de producción en campos

petroleros. El proceso se inicia por picaduras en una grieta que penetra en el acero. El proceso

de erosión-corrosión completa la destrucción de metal. La erosión elimina películas protectoras

de metal y expone la superficie de metal limpia para el medio ambiente corrosivo.

Esto acelera el proceso de corrosión. El ataque impingement es una forma de proceso de

erosión-corrosión, que se produce tras la ruptura de las películas protectoras. Las altas

velocidades y presencia de material abrasivo en suspensión y agentes corrosivos en la

perforación y fluidos producidos contribuyen a este proceso destructivo.

La combinación de desgaste y la corrosión también podrá eliminar películas superficiales de

protección y acelerar ataque localizado por la corrosión. Esta forma de corrosión a menudo se

pasa por alto o reconocido como debido al desgaste. El uso de inhibidores de corrosión puede

controlar esta forma de destrucción metal. Estos se utilizan ampliamente para la protección de

equipos de bombeo de fondo en pozos de petróleo.

8

1.3.2.6 Corrosión por tensión. La corrosión por tensión es producida por los efectos

combinados de la tensión y la corrosión sobre los metales. Una característica de la corrosión por

tensión es que se desarrollan zonas concentradoras de esfuerzo debido a las tensiones residuales

inducidas en partes del metal y en otras partes no, esto a lo largo de una tubería. La zona

metálica sometida a tensión es anódica, mientras que la zona del metal que no está sometida a

tensión es catódica. El grado en que estas tensiones se inducen en las tuberías varía con:

las propiedades metalúrgicas,

trabajo en frío

el peso de la tubería

efectos de los resbalones, efectos de primera clase en juntas de herramientas

presencia de gas H2S.

En los campos de petroleros, la corrosión bajo tensión en presencia de H2S ha sido fundamental

para el fallo repentino de tubos de perforación.

1.3.2.7 Corrosión electroquímica. Se establece cuando en una misma superficie metálica ocurre

una diferencia de potencial en zonas muy próximas entre sí en donde se establece una migración

electrónica desde aquella en que se verifica el potencial de oxidación más elevado, llamado área

anódica hacia aquella donde se verifica el potencial de oxidación (este término ha quedado

obsoleto, actualmente se estipula como potencial de reducción) más bajo, llamado área catódica.

1.3.2.8 Corrosión microbiológica. La influencia de los microorganismos en la corrosión está

relacionada con las actividades metabólicas microbianas, donde la interface entre la superficie

del metal y estos organismos puede ser física y químicamente alterada. Las reacciones pueden

producir ácidos, alcoholes, CO2, H

2S, NH

3, y otros productos metabólicos que son capaces de

corroer varios tipos de metales bajos las condiciones apropiadas. Los microorganismos pueden

consumir el oxígeno, formando aniones que se concentran en pits o cavidades, y bajo los

depósitos, estropear las películas pasivas superficiales, lo que acelera la velocidad del ataque

corrosivo por una variedad de mecanismos

1.3.2.9 Corrosión por presiones parciales de oxígeno. El oxígeno presente en una tubería por

ejemplo, está expuesto a diferentes presiones parciales del mismo. Es decir una superficie es

más aireada que otra próxima a ella y se forma una pila. El área sujeta a menor aireación (menor

presión parcial) actúa como ánodo y la que tiene mayor presencia de oxígeno (mayor presión)

actúa como un cátodo y se establece la migración de electrones, formándose óxido en una y

9

reduciéndose en la otra parte de la pila. Este tipo de corrosión es común en superficies muy

irregulares donde se producen obturaciones de oxígeno.

1.3.2.10 Corrosión intergranular. Se produce cuando el metal es atacado preferentemente a lo

largo de los límites de grano. Esto se debe a tratamientos térmicos inadecuados de aleaciones o

exposición a altas temperaturas que puede causar la no homogeneidad de la estructura metálica

en los límites de grano, que resulta en un ataque preferencial en estos sitios. El ataque se

produce en una banda estrecha a cada lado del límite, debido a la sensibilización o cambios en la

estructura de grano debido a la soldadura.

La selección de un tratamiento térmico o metal adecuado puede prevenir la falla de la soldadura

de granos. La corrosión tiña es un ataque selectivo típico de esta clase, que forma ranuras a lo

largo de la tubería. Este tipo de ataque selectivo se evita por recocido de la tubería después de

que se detecte una alteración.

1.3.2.11 Corrosión por cavitación. El daño por cavitación se manifiesta por una apariencia

similar a una esponja con hoyos profundos en la superficie del metal. La destrucción puede ser

causada por efectos puramente mecánicos en los que las presiones pulsantes causan

vaporización con la formación y colapso de burbujas en la superficie del metal.

El trabajo mecánico sobre la superficie metálica causa la destrucción, que se amplifica en un

ambiente corrosivo. Este tipo de ataque de corrosión se puede mencionar los daños que

producen en bombas centrífugas, y se puede prevenir mediante el aumento de la carga neta

positiva de succión de los equipos de bombeo.

Una carga neta de succión positiva siempre debe mantenerse no sólo para prevenir daños por

cavitación, sino también para evitar la posible aspiración de aire en la corriente de flujo. Este

último puede agravar la corrosión en muchos aspectos.

1.3.2.12 Corrosión por socavados o grietas (Crevice). Corrosión tipo grieta o socavado es un

ejemplo de ataque localizado en las áreas blindadas de montajes metálicos, tales como tuberías

y collares, pasadores de varilla y cajas, tubos y juntas de la tubería de perforación. Este tipo de

corrosión es causada por diferencias de concentración de agentes corrosivos sobre una

superficie metálica.

Las diferencias de potencial electroquímico dan lugar a grietas selectivas o picaduras como

forma de ataque de corrosión. El oxígeno disuelto en el fluido de perforación promueve grietas

10

y picaduras que atacan al metal en las áreas blindadas de sarta de perforación y es la causa

común de derrumbes y destrucción de estas herramientas.[6]

1.3.3 Tipos de corrosión más comunes en campos petroleros

1.3.3.1 Corrosión dulce. La corrosión dulce es un tipo común de corrosión y se puede definir

como el deterioro de metal debido al contacto con el dióxido de carbono, ácidos orgánicos u

otros agentes corrosivos similares, pero con exclusión de sulfuro de hidrógeno H2S. Se puede

reconocer este tipo de corrosión por picaduras en el acero.

El CO2 seco por sí mismo no es corrosivo a las condiciones de presión y temperatura

encontradas dentro de los sistemas de producción de petróleo y gas, pero sí lo es cuando se

disuelve en una fase acuosa a través de la cual puede promover una reacción electroquímica

entre el acero y la fase acuosa en contacto, mediante la generación del ácido carbónico y por

ende, la acidificación del ambiente.

Los sistemas de dióxido de carbono son uno de los entornos más comunes en la industria del

campo petrolífero, donde se produce esta corrosión. El dióxido de carbono reacciona con la

humedad en el ambiente y forma un ácido carbónico débil (H2CO3) en agua, que luego

reacciona con el metal (sin embargo, esta reacción se produce muy lentamente):

CO2(g) + H2O(l) ↔ H2CO3(ac) 3

H2CO3(ac) + H2O(l) ↔ H3O+ + H2CO3- 4

Fe(s) + H2CO3(sol) → FeCO3(s) + H2(g)↑ 5

3Fe(s) + 4H2O(l) → Fe3O4(s) + 4 H2(g)↑ 6

Las tasas de corrosión en un sistema con CO2 pueden alcanzar niveles muy altos (miles de

milésimas de pulgada por año), pero la corrosión se puede inhibir con eficacia. La reacción de

CO2 con agua disminuirá el pH, lo que provocará la corrosión.

Con el aumento de solubilidad del dióxido de carbono en agua, la corrosión aumentará. La

solubilidad se determina por la temperatura, la presión, y la composición. La presión aumenta la

solubilidad, mientras que la temperatura la disminuye. La corrosión dulce siempre ocurre en

pozos cuando ocurre condensación, generando el ataque llamado tipo lluvia. Los pozos

11

productores producen agua con pH inferior a 7 en la cabeza de pozo y comúnmente un valor tan

bajo como 4 en el fondo. Esto es debido a:

Los altos contenidos de CO2 gas; por lo general por encima del 3%.

Alta presión total, que van desde 1.000 a 8.000 psi en el fondo del pozo.

Presencia de ácidos orgánicos, tales como ácido acético (CH3COOH).

La erosión por flujo de gas a alta velocidad agrava la corrosión.[7]

Los tipos característicos de los daños causados por la corrosión dulce son:

Ataque agujero tipo gusano (wormhole attack).

Ataque tipo tiña (ringworm attack).

Ataque tipo mesa (mesa attack).

Ataque tipo gotas de lluvia (rain drop)[8].

1.3.3.2 Corrosión agria o amarga. El deterioro de metal debido al contacto con sulfuro de

hidrógeno (H2S) y la humedad se llama corrosión agria que es capaz de perforar tuberías.

Aunque el H2S no es corrosivo por sí mismo, se convierte en un agente severamente corrosivo

en presencia de agua, lo que lleva a la tubería a ser más frágil.

El sulfuro de hidrógeno cuando se disuelve en el agua es un ácido débil, y por lo tanto, es una

fuente de iones de hidrógeno, y este último es corrosivo. Los productos de corrosión son

sulfuros de hierro (FeSx) y de hidrógeno. El sulfuro de hierro forma una capa que a baja

temperatura puede actuar como una barrera capaz de desacelerar la corrosión.

Las formas de corrosión agria son uniforme, picaduras de fondo agudo, forma cónica de bordes

inclinados y grietas bajo tensión.

La ecuación general de la corrosión ácida se puede expresar como sigue:

H2S(g)+ Fe2+ + H2O(l) → FeSx(s) + 2H+ + H2O(l) 7

1.3.3.3 Corrosión por oxígeno. El oxígeno es un oxidante fuerte y reacciona con el metal muy

rápidamente. El oxígeno disuelto en los fluidos de perforación es la principal causa de la

corrosión de las tuberías utilizadas para este fin. La entrada de oxígeno toma lugar en los fluidos

del pozo a través de los sellos de las bombas, revestimiento, y escotillas abiertas. Como un

12

despolarizador y aceptor de electrones en las reacciones catódicas, el oxígeno acelera la

destrucción anódica del metal.

El flujo de alta velocidad de los fluidos de perforación sobre las superficies de un tubo de

perforación continúa para suministrar oxígeno al metal, el cual es destructivo a concentraciones

tan bajas como 5 ppb.

La presencia de oxígeno aumenta los efectos corrosivos de los gases ácidos (H2S y CO2). La

inhibición de la corrosión promovida por el oxígeno es difícil de lograr y no es práctico en el

sistema de fluido de perforación. Las formas de corrosión asociada con el oxígeno son

principalmente uniforme la corrosión y del tipo de picaduras de corrosión.

Las tipos de corrosión por oxígeno puede ser uniforme o picaduras, las cuales presentan fondos

y lados lisos, diámetro mayor que la profundidad, inclusive da la apariencia de tubérculos en la

superficie del metal. [9]

Gráfico 1. Velocidades de corrosión al acero en general por CO2, H2S y O2. [10]

13

1.4 Inhibidores de corrosión.

Un inhibidor de corrosión es una sustancia química que detiene, evita ó retrasa, alguno ó todos

los pasos que tienen lugar durante el proceso de disolución de una estructura metálica.

Sus características dependen del medio donde son requeridos, en el caso de las industrias que se

relacionan con el petróleo (extracción, procesamiento, almacenaje y transporte), y se clasifican

en tres grupos: pasivadores, inhibidores en fase vapor e inhibidores fílmicos. [11]

1.4.1 Inhibidores del tipo pasivador. Por lo general estos inhibidores son especies inorgánicas

(sales) como: cromatos, nitritos, molibdatos etc., que reaccionan electroquímicamente con la

fase metálica a proteger, ó los mismos productos de corrosión.

En consecuencia las películas de corrosión formadas en presencia de este tipo de inhibidores,

son de naturaleza semi-protectora, por una disminución en su carácter conductor de la corriente

eléctrica; alargando la vida útil de las piezas tratadas. Adicionalmente se sabe que la presencia

de estos inhibidores, generan cambios estequiométricos, cristalinidad y topográficos en las

películas formadas.

1.4.2 Inhibidores en Fase Vapor. Estas especies se utilizan como pre tratamientos en

estructuras nuevas ó que han recibido mantenimiento (remoción de productos de corrosión). En

esencia, estas especies cuentan con las mismas características que los inhibidores fílmicos. La

única diferencia que se observa con respecto a ellos, es la manera en cómo se forman las

películas: por evaporación natural, ó por aerosoles.

1.4.3 Los inhibidores fílmicos de corrosión. Estos inhibidores se tratan de especies meramente

orgánicas, con dos características en particular. Primeramente se requiere que cuenten con

grupos funcionales con altas densidades de carga negativa (N, aminas, S, OH, carbonilos, anillos

aromáticos etc.), que funcionen como un grupo quelante que favorezca la adsorción del

inhibidor sobre la superficie metálica.

En segundo lugar, el cuerpo del inhibidor debe de estar constituido por un sustituyente

hidrofóbico, que tenga suficiente movilidad para rotar sobre el grupo quelante; de esta forma, se

genera una sombrilla o capucha que impide el contacto entre el medio corrosivo y la superficie

metálica.

14

Un problema que se presenta con este tipo especies (sin importar la manera como se usen), es la

ausencia de una película de inhibidor, que aísle por completo la estructura, del medio corrosivo.

Aunque un inhibidor del tipo imidazolina, con una masa molecular del orden de los 200 g/mol,

podría cubrir un área aproximada de 1010 m2/mol (con una adsorción al 100%), existen cuatro

factores que disminuyen su porcentaje de adsorción, y de protección contra la corrosión:

La afinidad del inhibidor por el medio corrosivo y los derivados del crudo.

La formación de micelas, por una mala dispersión del inhibidor.

La velocidad del fluido.

La temperatura.

Las aminas grasas, imidazolinas, sales de amina, compuestos de amonio cuaternario, óxidos de

amina, aminas etoxiladas son sustancias químicas muy usadas para la formulación de

inhibidores fílmicos de corrosión para campos petroleros.

Los inhibidores protegen a la tubería de la corrosión por adsorción del grupo polar a una

superficie metálica. [12]

Figura 2. Estructura de una imidazolina típica para inhibidores de corrosión. [13]

15

Figura 3. Esquema representativo del mecanismo de funcionamiento de un inhibidor

fílmico de corrosión. [14]

1.5 Formulación de un inhibidor de corrosión

La formulación de un inhibidor de la corrosión eficaz es una tarea compleja. Pruebas en

laboratorio y campo a menudo se requieren para el desarrollo de un inhibidor de la corrosión.

El primer paso en la formulación de un inhibidor de la corrosión es determinar una aplicación

prevista del inhibidor en el sistema de producción de campos petroleros.

La solubilidad y la dispersabilidad es importante para formular un inhibidor que funcione en las

diferentes fases del sistema. Un inhibidor puede ser soluble en aceite y agua o dispersable en

agua. Cualquier inhibidor líquido también puede ser mezclado con aminas volátiles para

inhibir la corrosión en la fase gaseosa. En general, la neutralización de la amina con un ácido

trímero dímero (DTA) hará que sea soluble en aceite. La neutralización con ácido acético hará

que sea dispersable en agua. [15]

Los DTA son ácidos orgánicos insaturados que poseen en su estructura entre 36 y 54 átomos de

carbono. [16]

La neutralización con una combinación de ácido acético y DTA lo hará soluble en aceite y

dispersable en agua. En sistemas con 100% aceite, lo mejor es neutralizar la amina con 100% de

DTA. Hay ciertas técnicas de tratamiento que requieren un inhibidor soluble en aceite. Incluso

con pequeñas cantidades de agua presente puede ser mejor hacer un inhibidor dispersable en

agua y soluble en aceite, o añadir un compuesto de amonio cuaternario a la mezcla. Cuando hay

un alto porcentaje de agua presente en el pozo, una mezcla dispersable en agua puede ser la

mejor opción.

16

1.5.1 Selección de bases para inhibidores en tratamientos a pozos y líneas de producción.

Un inhibidor soluble en aceite es normalmente mejor para tratamientos Squeeze (inyección a

presión a la formación). Los tratamientos squeeze se realizan forzando el inhibidor en la

formación del pozo. Como el pozo produce fluidos (petróleo y agua de formación), el inhibidor

de la corrosión retorna lentamente en el fluido producido, manteniendo así un largo período de

inhibición de la corrosión a lo largo de todo el pozo. En ciertos pozos estos tratamientos pueden

causar daños a la formación ya que el inhibidor de corrosión puede causar el taponamiento de

las arenas.

La dimensión del daño depende de la concentración de inhibidor de bombeado, el tipo de

inhibidor utilizado, las características de la formación y el fluido de control utilizado. Para esto,

es necesario realizar pruebas de compatibilidad, así como recurrir a historiales de daños

anteriores en la formación. Un demulsificante puede ser añadido para prevenir batchs de

emulsión. En estos tratamientos se usa el inhibidor soluble en aceite junto con un diluyente

también base aceite (diesel o condensado), que se utiliza para llenar aproximadamente la mitad

del volumen de la tubería de revestimiento (casing).

A medida que el inhibidor sube a la cabeza del pozo durante la producción, el inhibidor deja un

depósito (film) en la tubería interna (tubing). Este depósito puede inhibir la corrosión desde el

fondo de pozo durante un largo periodo de tiempo.

En tratamientos tipo batch (por lotes) normalmente utilizan un inhibidor soluble en aceite. En

este tipo de tratamiento se inyectan unos cuantos litros de inhibidor seguido de unos cuantos

litros de agua en el espacio anular del pozo. Este método de tratamiento permite atender a varios

pozos en poco tiempo. El inhibidor de corrosión se mezcla con los fluidos de producción en el

espacio anular y un residual del producto va hacia afuera del pozo.

Los tratamientos pigging (conocido como rascado interno o marraneo de tubería) requiere un

inhibidor soluble en aceite. En pigging, una dosis de inhibidor se envía antes de un ¨cerdo¨ para

recubrir la tubería con una película persistente. Lo mejor es dosificar una cantidad entre dos

cerdos para obtener una cobertura más completa de las superficies internas de la tubería.

Un recubrimiento completo de la tubería depositará inhibidor en puntos bajos donde se acumula

el agua y en las partes superiores de la tubería, donde la corrosión por vapores condensados es

un problema serio. Estos tratamientos de rascado (pigging) también pueden eliminar

17

formaciones de escala (incrustaciones) que albergan bacterias reductoras de sulfato. Tuberías

que conducen petróleo y agua requieren un inhibidor dispersable en agua y soluble en aceite.

Incluso pequeñas cantidades de agua puede acumularse en las partes bajas, por lo que un

inhibidor dispersable en agua es indispensable. Bases químicas de amonio cuaternario o aminas

son eficaces como inhibidores de la corrosión en la fase de agua.

En el tratamiento para sartas de producción el inhibidor de corrosión puede ser aplicado por

lotes (batch) o inyección continua. Con la inyección por lote, un inhibidor soluble en aceite

puede ser mejor la mejor opción, mientras que para la inyección continua, un inhibidor soluble

en aceite y dispersable en agua es recomendable. Cuando hay un exceso de agua producida en

separadores (bifásicos o trifásicos), o líneas de inyección de agua, un inhibidor dispersable en

agua puede ser necesario para complementar la inhibición en el tratamiento de inyección hacia

el fondo del pozo (pozos inyectores).

Pozos con gases corrosivos (CO2 y H2S) pueden requerir la inyección de un inhibidor,

dispersable en agua en la cabeza del pozo para evitar la corrosión por la fase acuosa. Líneas y

pozos de inyección de agua sin revestimientos plásticos (sin liners), obviamente, requieren un

inhibidor dispersable en agua.

Es necesario mencionar que solo el agua libre de oxígeno puede inhibirse. La inhibición de la

fase de gas o vapor requiere inhibidores especiales.

Las aminas volátiles tales como dietil amina, dietanolamina, morfolina, y metoxipropil amina

son bases usadas para el control de la corrosión en la fase de vapor. El vapor de agua puede ser

muy corrosivo. Estas aminas no neutralizarán todo el gas ácido del sistema, por lo que

aumentará el pH del agua condensada. Sistemas de gas amargo a menudo requieren alquil

piridina para controlar esta corrosión agresiva. Las recomendaciones anteriores no cubren todas

las situaciones en el campo petrolero, pero se presentan como una guía general para la selección

de bases químicas para inhibidores de corrosión.

Las características consideradas de la dispersión que se necesita en cada caso a tratar son muy

importantes. Es por esto que las especificaciones de un inhibidor pueden variar de un campo a

otro. La adición de agentes tensoactivos debería resultar en mezcla dispersable en agua. Las

aminas etoxiladas, presentan una doble función como un agente tensoactivo y un inhibidor de la

corrosión.

18

Los tensoactivos también limpian la superficie del metal y permiten que el inhibidor de la

corrosión trabaje en la superficie metálica. Demulsificantes son usualmente mezclados con el

inhibidor de la corrosión para evitar emulsiones.[17]

1.5.2 Criterios para la selección de un inhibidor en campos petroleros.

1.5.2.1 Solubilidad del inhibidor. Normalmente, en sistemas de agua se utilizan inhibidores

solubles en agua, aunque con frecuencia los inhibidores dispersables en agua ofrecen una mejor

protección que los inhibidores solubles. Sin embargo, existe inquietud acerca de la posibilidad

de la formación de taponamiento de líneas por el uso de este tipo de inhibidores.

1.5.2.2 Oxígeno disuelto. Los inhibidores de corrosión orgánicos normales no inhiben en forma

eficaz la corrosión causada por el oxígeno disuelto. Los inhibidores orgánicos comunes son

raramente efectivos en presencia de oxígeno disuelto, por lo que el oxígeno deberá ser

eliminado o minimizado a un valor de 20ppb para poder utilizar este tipo de inhibidores.

1.5.2.3 Incompatibilidad. Si se inyectan otros químicos en el sistema como inhibidor de escala,

biocidas o secuestrante de oxígeno, debe revisarse la compatibilidad con estos. Si reaccionan

entre sí, puede que se reduzca o destruya la efectividad del inhibidor.

1.5.2.4 Detergencia del inhibidor. La mayoría de inhibidores de la corrosión poseen detergencia

que ayudan a que el sistema se mantenga limpio. Esto es deseable ya que el inhibidor debe

alcanzar la superficie del metal para poder cumplir su función. Si se acumulan lodos en la

superficie del metal, puede haber una interferencia con el inhibidor, por eso cierta cantidad de

detergencia es conveniente. Pueden presentarse problemas de taponamiento, si una gran

cantidad de sedimentos se limpian de la superficie del metal de la tubería y se inyecta a un pozo.

1.5.2.5 Costo del inhibidor. No se debe hacer la selección de un inhibidor basado en el costo del

químico por galón. Algunas veces el químico más caro será el efectivo. En resumen, se

seleccionará el inhibidor que genere el menor costo de tratamiento químico por barril de agua

inyectado, manteniendo la menor velocidad de corrosión.

1.5.2.6. Aplicación del inhibidor. Los inhibidores orgánicos se proveen en forma líquida y se

inyectan con bombas químicas. Con frecuencia, se diluye el químico para facilitar su aplicación.

En climas fríos, se debe acondicionar el químico a esta condición (frecuentemente con alcohol)

o se lo debe mantener en una instalación calefaccionada. Si se acondiciona para el frío, el

químico debe ser compatible con el alcohol ya que puede provocar precipitados.[18]

19

1.6 Evaluación de inhibidores de corrosión en laboratorio.

1.6.1 Método Wheel Test. Conocido también como prueba de la rueda es un ensayo de

evaluación de inhibidores de corrosión que utiliza una caja de temperatura controlada con una

rueda giratoria a la que se adjuntan botellas que contienen las muestras de ensayo, es decir,

piezas metálicas en un ambiente corrosivo líquido en ausencia de oxígeno. Los resultados del

examen se basan en la pérdida de masa (peso) y el examen visual de la muestra de ensayo en un

ambiente corrosivo.

Los líquidos corrosivos son fluidos producidos, como por ejemplo agua de formación de un

pozo determinado, aunque se utilizan a veces salmueras sintéticas y aceites refinados para

simular las proporciones de agua y petróleo en el caso de pozos productores.

Estos fluidos y los recipientes de ensayo deben excluir la contaminación con oxígeno, además

se deben saturar los líquidos con gases corrosivos para simular las condiciones de campo. La

duración del ensayo oscila entre 18 a 72 horas.

Los metales usados para el ensayo son de acero al carbono. Se utilizan generalmente cupones

para evaluar corrosión en líneas de producción, aunque por cuestión de costos y facilidad de

adquisición, se opta por trabajar con electrodos para soldadura sin su capa fundente, además, se

usa el equipo wheel test (una caja cerrada que contiene una rueda giratoria).

Los recipientes de ensayo (normalmente botellas de bebidas) se colocan en la rueda y se ponen

en movimiento circular constante durante toda la prueba a aproximadamente 30 rpm. La caja de

rueda debe ser capaz de mantener una temperatura constante en un relativo amplio rango de

temperatura.

Las muestras de ensayo (piezas de metal), se limpian, y se pesan. La cantidad deseada de

inhibidor de corrosión se añade a los recipientes de ensayo, luego los líquidos corrosivos se

midieron y se coloca en los recipientes de ensayo. Se añade la pieza de metal y el recipiente

sellado es unido a la rueda. Los recipientes de ensayo son rotados a temperatura constante

durante el periodo de prueba que se desee, por lo general, 24 horas.

A menos que la temperatura de campo esté fuera de la temperatura de funcionamiento del

recipiente de caja de la rueda y o de resistencia de las botellas, la temperatura usada es por lo

general la temperatura de campo.

20

Al final del período de prueba, los recipientes de ensayo son enfriados y se eliminan los fluidos

corrosivos, las muestras de ensayo (piezas de metal), se limpian, y se pesan.

Los valores de eficiencia del inhibidor se obtienen mediante la una fórmula que relaciona la

pérdida de peso de un cupón con inhibidor, con la pérdida de peso de un cupón blanco, es decir,

sin inhibidor.

Una inspección visual de las muestras de ensayo proporciona información importante sobre el

tipo de ataque de la corrosión. [19]

La eficiencia como porcentaje de los inhibidores de corrosión se calcula con la ecuación (1):

%Efi = (1 − Wic

Wb) ∗ 100 (1)

Donde:

Wic = Peso perdido (en gramos) por la pieza metálica (cupón) con inhibidor de corrosión.

Wb = Peso perdido (en gramos) por la pieza metálica sin inhibidor de corrosión (peso del

blanco).

% Efi = Porcentaje de eficiencia o protección contra la corrosión. [20]

21

2. MARCO EXPERIMENTAL

2.1 Proceso experimental seleccionado

2.1.1 Descripción del proceso

Fueron seleccionadas 5 familias químicas que para este trabajo se las denominó base, con las

que se formularon inhibidores de corrosión. Estas fueron seleccionadas luego de una amplia

revisión bibliográfica que arrojó, las familias más usuales usadas en este tipo de productos

químicos. Así, las bases tienen por componentes:

Tabla 2. Bases químicas para formular inhibidores de corrosión

Nombre Composición

Base 1 Imidazolina, dietiltriamina

Base 2 Amonio cuaternario, Cloruro de alquil dimetil bencil

amonio.

Base 3 Aminas etoxiladas

Base 4 Alquil aminas

Base 5 Aceites de resinas, ácidos grasos con dietilentriamina

Fuente: Hojas técnicas y de seguridad del laboratorio de investigación y desarrollo de

Interoc en Quito.

Los 5 primeros inhibidores fueron formulados de acuerdo a las recomendaciones del fabricante

de las bases, y se las evaluó a 30 ppm de concentración de cada uno, en el ambiente corrosivo

líquido de 10% aceite, 90% agua y 80000 ppm de salinidad a 50°C mediante wheel test.

Debido a la baja eficiencia protección del inhibidor formulado con la base 5 que se observa en

la tabla 11, se lo eliminó, continuando con las restantes formulaciones en una segunda fase de

evaluación.

Previo a cada evaluación, todos los inhibidores fueron sometidos a un calentamiento durante 30

minutos a 120 ᵒC, para probar su estabilidad frente a altas temperaturas.

22

La evaluación fue realizada continuando con el procedimiento establecido para wheel test.

En la segunda etapa, a aquellos inhibidores con las mejores eficiencias, los correspondientes a la

base 4 se varió el porcentaje de base y solventes de la formulación inicial, mientras que a las

bases 2 y 3 se las combinó en diferentes proporciones, dando como resultado nuevas

formulaciones, que fueron denominadas con la misma codificación alfabética pero se modificó

el número de serie, para reconocer a la familia que pertenece.

Cada una de estas formulaciones se dosificó a diferentes concentraciones: 15, 30 y 45ppm, que

son dosificaciones que permitirán establecer una tendencia de cada producto, además de que

estas dosis son rangos establecidos por parte de empresas productoras de petróleo, y fueron

evaluados en dos ambientes corrosivos a 50ᵒC.

Los ambientes corrosivos fueron los siguientes: 35% aceite, 65% agua y 40000 ppm de

salinidad, y el segundo ambiente es 10% de aceite, 90% de agua, 80000 ppm de salinidad que

corresponde a la condición inicial de evaluación.

Los datos de las evaluaciones a 3 dosificaciones, permitirán determinar la mejor base, así como

el comportamiento de cada producto en los diferentes ambientes corrosivos y la mejor

composición del mismo.

Cada dosificación se evaluó por duplicado, de tal manera que la pérdida de peso, sea un

promedio y que de esta manera, el valor obtenido de eficiencia de protección, sea lo más real

posible.

El producto con mejor eficiencia y estabilidad, fue comparado con la eficiencia del producto

que actualmente se usa en campo, y se determinan las propiedades físico químicas del mismo.

23

2.2 Diseño experimental para determinar la mejor formulación del inhibidor de corrosión

a nivel de laboratorio.

Figura 4. Diseño experimental para determinar la mejor formulación de un nuevo

inhibidor de corrosión.

Donde:

C1.- Condiciones de evaluación 80000 ppm de salinidad, 90% agua, 10% aceite y 50°C.

C2.- Condiciones de evaluación 40000 ppm de salinidad, 35% agua, 65% aceite y 50°C.

Dn.- Dosificación de cada producto en ppm (15, 30, 45 ppm).

P.FQ.- Propiedades físico químicas del mejor producto formulado.

24

2.3. Materiales y Equipos

2.3.1 Materiales para desarrollar la prueba de evaluación de inhibidores wheel test

Electrodos de soldadura AGA 7018 1/8 cortados y lijados (cupones de corrosión)

Lijas para metal

Botellas plásticas de 500 ml. con tapa rosca

Recipientes de plástico para preparación de salmuera.

Probetas de 500 ml.

Vasos de precipitación de 200mL, 500mL y 1000mL

Pinzas o imán

Crema lavaplatos o detergente

Estropajos

Papel toalla

Estufa

Balanza analítica (Ap = ± 0,001 g)

Equipo Wheel Test

Micropipetas dosificadoras (R = 10 – 100 μL) (Ap = ± 0,5 μL)

2.4 Sustancias y reactivos

2.4.1 Sustancias para simular el ambiente corrosivo líquido y formulaciones

Ácido clorhídrico al 5% HCl(ac.)

Ácido tioglicólico C2H4O2S(conc.)

Metanol CH4O(conc.)

Agua H2O(l)

Ácido acético C2H4O2(conc.)

Cloruro de sodio comercial (sal común) NaCl(s)

Agua mineral con gas (Güitig)

Diesel

Dióxido de carbono gaseoso CO2(g)

Alcohol isopropílico (IPA) C3H8O(conc.)

25

2.5 Procedimiento

2.5.1 Preparación de cupones

Calcular la cantidad de cupones a ser preparados de acuerdo al número de productos, dosis a

evaluar y número de réplicas de cada dosis (duplicado).

Con un martillo retirar la capa fundente de los cupones, cortarlos de acuerdo a la medida de

las botellas plásticas para que al introducirlos en las mismas no se muevan demasiado, es

decir deben tener la misma longitud una vez que las botellas sean tapadas.

Lijar cada cupón a fin de retirar todo el remanente de la capa fundente.

Lavar los cupones con el paño estropajo y crema detergente, enjuagarlos, y con el uso de

una pinza o imán sumergirlos en HCl al 5% por aproximadamente 20 segundos, enjuagarlos

con abundante agua y sumergirlos después en IPA por otros 20 segundos.

Secar los cupones con una toalla y colocarlos individualmente en tubos de vidrio

previamente enumerados y codificados.

Introducir los tubos con los cupones en la estufa a 60 ᵒC por 30 minutos, retirarlos de la

estufa y dejarlos enfriar a temperatura ambiente por 60 minutos.

2.5.2 Preparación de salmuera

Pesar la sal de acuerdo a los ppm de cloruros requeridos para cada condición a evaluarse.

Colocar la sal en el recipiente adecuado y disolver con agua mineral con el volumen

requerido para llenar las botellas de prueba.

Burbujear CO2 gaseoso en la salmuera por aproximadamente 30 minutos.

2.5.3 Dosificación de inhibidores

Preparar soluciones al 10% con agua destilada, de cada uno de los químicos inhibidores a

evaluarse.

Dosificar los ppm de cada producto en cada botella plástica, de acuerdo al porcentaje de

agua y aceite (diesel) de cada botella, empleando un tip individual de la micropipeta, para

cada producto. Este paso se hace por duplicado a cada concentración de inhibidor.

Aforar cada botella con la salmuera y diesel con mucho cuidado evitando que ingrese

oxígeno al interior, taparlas y sellarlas muy bien para evitar fugas.

26

Se colocan dos botellas con dos cupones (electrodos AGA) y se afora con salmuera y diesel,

sin adicionar ningún inhibidor. Estos serán los cupones en ¨blanco ¨ por duplicado.

2.5.4 Armado de la prueba Wheel Test

Previo a la prueba, calentar los inhibidores a 120 ᵒC durante 30 minutos, dejar enfriar y

dosificar.

Pesar los cupones luego de su preparación y registrar este valor como peso inicial.

Enumerar cada botella, y llevar el registro del cupón, tipo de inhibidor de corrosión y

cuántos ppm que contendrá cada una.

Preparar soluciones al 10% con agua destilada, de cada uno de los químicos inhibidores a

evaluarse.

Dosificar los ppm de cada producto en cada botella plástica, de acuerdo al porcentaje de

agua y aceite (diesel) que cada botella contendrá, empleando un tip individual de la

micropipeta, para cada producto. Este paso se hace por duplicado a cada concentración de

inhibidor.

Aforar cada botella con la salmuera y diesel con mucho cuidado evitando que ingrese

oxígeno al interior, taparlas y sellarlas muy bien para evitar fugas.

Se preparan dos botellas con dos cupones (electrodos AGA) y se afora con salmuera y

diesel, sin adicionar ningún inhibidor. Estos serán los “cupones blanco” por duplicado.

Colocar las botellas adecuadamente en el equipo wheel Test, y sujetarlas a la estructura

giratoria con cinta de embalaje.

Calibrar la temperatura a 50°C y encender el equipo durante 24 horas.

2.5.5 Limpieza de cupones

Transcurridas 24 horas apagar el equipo y retirar el cupón de cada botella.

Lavar los cupones con el paño estropajo y crema detergente, enjuagarlos, y con el uso de

una pinza o imán sumergirlos en HCl al 5% por aproximadamente 20 segundos, enjuagarlos

con abundante agua y sumergirlos después en IPA por otros 20 segundos.

Secar los cupones con una toalla y colocarlos individualmente en tubos de vidrio

enumerados y codificados.

Introducir los tubos con los cupones en la estufa a 60 ᵒC por 30 minutos, retirarlos de la

estufa y dejarlos enfriar por 60 minutos.

Pesar cada cupón y registrar este valor como peso final.

27

3. CÁLCULOS

3.1 Cálculo del número de electrodos (cupones de corrosión) y botellas a utilizar para cada

wheel test.

Ncup = (𝑛𝑖𝑛ℎ𝑏 ∗ 𝑛𝑑𝑜𝑠𝑓 ∗ 𝑛𝑟𝑒𝑝𝑡) + 𝑛𝑏𝑙𝑛𝑐 (2)

Donde:

Ncup = Número de cupones necesarios para la wheel test.

𝑛𝑖𝑛ℎ𝑏 = Número de inhibidores a evaluar.

𝑛𝑑𝑜𝑠𝑓 = Número de dosificaciones en ppm de inhibidor a evaluar.

𝑛𝑟𝑒𝑝𝑡 = Número de repeticiones por dosificación e inhibidor a evaluar.

𝑛𝑏𝑙𝑛𝑐 = Número de cupones blanco, es decir, sin inhibidor de corrosión.

El número de botellas es igual al número de cupones necesarios.

Cálculo modelo para determinar el número de cupones a usar, de acuerdo a la wheel test que

resume la tabla 11, donde se evaluaron 5 inhibidores, a una sola dosificación (30ppm), y por

duplicado de cada inhibidor, además de dos cupones blanco.

Ncup = (5 ∗ 1 ∗ 2) + 2

Ncup = 12 unidades

3.2 Cálculo del volumen de la salmuera a preparar para cada evaluación wheel test.

𝑉𝑠𝑎𝑙𝑚 = (𝑁𝑐𝑢𝑝 ∗ 𝑉𝑏𝑜𝑡𝑙 ∗ 𝑋𝑎𝑔𝑢𝑎) + 1000 (3)

Donde:

𝑉𝑠𝑎𝑙𝑚 = Volumen de la salmuera a preparar en mL.

Ncup = Número de cupones necesarios para la wheel test.

28

𝑉𝑏𝑜𝑡𝑙 = Volumen total de la botella recipiente en mL.

𝑋𝑎𝑔𝑢𝑎 = Fracción de agua en la botella.

Los 1000 mL es un excedente para tener volumen de salmuera de reserva para las botellas.

Cálculo modelo, para determinar el volumen de salmuera a preparar para la prueba que indica la

tabla 11, para 12 botellas de 500 mL de capacidad total cada una, con una fracción de agua de

0,9 que equivale a 90%.

𝑉𝑠𝑎𝑙𝑚 = (12 ∗ 500 ∗ 0,9) + 1000

𝑉𝑠𝑎𝑙𝑚 = 6400 𝑚𝐿

3.3 Cálculo de la cantidad requerida de sal (cloruro de sodio) a añadir al volumen de la

salmuera, para obtener la salinidad en ppm de cloruros.

𝑚𝐶𝑙− = (𝑝𝑝𝑚∗ 𝑉𝑠𝑎𝑙𝑚

1∗ 106 ) (4)

𝑚𝑁𝑎𝐶𝑙 = 1,647 ∗ 𝑚𝐶𝑙− (5)

Donde:

𝑚𝐶𝑙− = Masa requerida de cloruros en gramos.

ppm = Partes por millón de salinidad, expresada como cloruros.

𝑉𝑠𝑎𝑙𝑚 = Volumen de la salmuera preparada en mL.

𝑚𝑁𝑎𝐶𝑙 = Masa de cloruro de sodio necesaria para obtener la salinidad en ppm de cloruro.

Cálculo modelo para obtener la cantidad de cloruro de sodio necesaria para obtener la salinidad

requerida en la salmuera, para la prueba de la tabla 11, en donde se requiere preparar 6400mL

de salmuera con una salinidad de 80000 ppm de cloruros.

𝑚𝐶𝑙− = (80000∗ 6400

1∗ 106 )

𝑚𝐶𝑙− = 512 g Cl−

29

𝑚𝑁𝑎𝐶𝑙 = 1,647 ∗ 512 𝑔𝐶𝑙−

𝑚𝑁𝑎𝐶𝑙 = 843,26 𝑔 𝑁𝑎𝐶𝑙

3.4 Cálculo de los ppm de inhibidor de corrosión en una dilución al 10%.

ppmdil10 = (Vinhb

Vdilu) ∗ 1 x 106 (6)

Donde:

Vinhb = Volumen del inhibidor en mL.

Vdilu = Volumen total de la dilución en mL.

ppm𝑑𝑖𝑙10 = ppm del inhibidor presentes en la dilución al 10%.

Cálculo modelo para determinar los ppm obtenidos en una dilución al 10%, que es la dilución a

partir de la cual, se dosificará en las botellas.

ppm = (1mL

10mL) ∗ 1 x 106

ppm = 100000

3.5 Cálculo de la cantidad de inhibidor de corrosión a inyectar en cada botella, para

obtener los ppm que se desea evaluar.

𝑉𝑑𝑠𝑖𝑛 = (𝑝𝑝𝑚𝑟𝑒𝑞∗ 𝑉𝑎𝑔𝑏𝑡

ppm𝑑𝑖𝑙10) ∗ 1000 (7)

Donde:

𝑉𝑑𝑠𝑖𝑛 = Volumen en μL (microlitros) a dosificar del inhibidor de corrosión diluido al 10%.

𝑝𝑝𝑚𝑟𝑒𝑞 = ppm requeridos de inhibidor de corrosión para la evaluación.

𝑉𝑎𝑔𝑏𝑡 = Volumen de agua en la botella en mL.

ppm𝑑𝑖𝑙10 = ppm del inhibidor presentes en la dilución al 10%.

30

Cálculo modelo para determinar la cantidad de inhibidor diluido al 10% se debe dosificar, a una

botella de volumen total de 500mL, con un porcentaje de agua 90% o fracción 0,9 para obtener

15 ppm de producto al interior de la botella. Esto de acuerdo a los valores de las condiciones de

evaluación de la tabla 11.

𝑉𝑑𝑠𝑖𝑛 = (15𝑝𝑝𝑚 ∗ 450𝑚𝐿

100000𝑝𝑝𝑚) ∗ 1000

𝑉𝑑𝑠𝑖𝑛 = 67,5μL

3.6 Cálculo del porcentaje de protección (eficiencia) del inhibidor de corrosión.

%Efi = (1 − Wic

Wb) ∗ 100

Cálculo modelo para la determinación de la eficiencia del inhibidor Ar 1 evaluado a 30 ppm,

según se indica en la tabla 11. Para esto, se toma el promedio de la pérdida de peso del cupón

con inhibidor, y se lo relaciona con el promedio de la pérdida de peso del “cupón blanco”.

%Efi Ar 130ppm = (1 − 0,012

0,071) ∗ 100

%Efi Ar 130ppm = 83,10 %

31

4. DATOS EXPERIMENTALES

4.1 Datos obtenidos a 18ᵒC en el laboratorio de pH, solubilidad de las bases seleccionadas

y nombres de los inhibidores de corrosión a evaluarse.

Tabla 3. pH de las bases

Nombre pH

Base 1 11

Base 2 6

Base 3 7 a 11,6

Base 4 12

Base 5 12

Tabla 4. Solubilidad y dispersabilidad de las bases en diferentes solventes.

Nombre Solvente

Agua Xileno Diesel

Base 1 Sí No No

Base 2 Sí No No

Base 3 Dispersable Sí Sí

Base 4 Dispersable Sí Sí

Base 5 Sí No No

Datos extraídos de pruebas experimentales de laboratorio

Tabla 5. Nombres de los inhibidores formulados para la primera fase de wheel test a 30

ppm de producto y a 10%aceite, 90%agua y 80000 ppm de salinidad.

Base Nombre del inhibidor de corrosión

Base 1 Ar 1

Base 2 Adb 3

Base 3 Corrcontrol Oil

Base 4 ICWS 40

Base 5 Mhb 2

32

4.2 Formulaciones de los 5 primeros inhibidores a evaluarse mediante wheel test a 50°C.

Tabla 6. Formulación de Ar 1 para la prueba a 30 ppm del inhibidor y a 10%aceite,

90%agua y 80000 ppm de salinidad.

Componentes % P

Base 1 10,0

Ác. Tioglicólico 4,0

Agua 54,0

Metanol 32,0

Tabla 7. Formulación de Adb 3 para la prueba a 30 ppm del inhibidor y a 10%aceite,

90%agua y 80000 ppm de salinidad.

Componentes % P

Base 2 12,0

Ác. Tioglicólico 5,0

Metanol 25,0

Agua 44,0

Tabla 8. Formulación de Corrcontrol Oil para la prueba a 30 ppm del inhibidor y a

10%aceite, 90%agua y 80000 ppm de salinidad.

Componentes % P

Base 3 20,0

Ác. Acético 5,0

Ác. Tioglicólico 5,0

Solveso 100 70,0

33

Tabla 9. Formulación de ICWS 40 para la prueba a 30 ppm del inhibidor y a 10%aceite,

90%agua y 80000 ppm de salinidad.

Componentes % P

Base 4 10,0

Ác. Tioglicólico 5,0

Metanol 20,0

Agua 65,0

Tabla 10. Formulación de Mhb 2 para la prueba a 30 ppm del inhibidor y a 10%aceite,

90%agua y 80000 ppm de salinidad.

Componentes % P

Metanol 26,0

Base 5 15,3

Agua 52,7

Ác. Tioglicólico 6,0

4.3 Datos de las evaluaciones de los 5 primeros inhibidores mediante wheel test en la

primera fase.

Tabla 11. Datos de las pruebas de wheel test realizadas a 30 ppm del inhibidor y a

10%aceite, 90%agua, 80000 ppm de salinidad y 50°C

Botella Inhibidor ppm Wi, g Wf, g Wi - Wf Promedio %

Protección

1 Ar 1

30 12,991 12,973 0,018 0,012 83,10

2 30 13,000 12,994 0,006

3 Adb 3

30 12,393 12,377 0,016 0,029 59,86

4 30 11,381 11,340 0,041

5 Corrcontrol

Oil

30 12,220 12,197 0,023 0,024 66,90

6 30 12,471 12,447 0,024

7 ICWS 40

30 12,393 12,376 0,017 0,017 76,06

8 30 12,395 12,378 0,017

9 Mhb 2

30 12,940 12,907 0,033 0,035 50,70

10 30 12,953 12,916 0,037

11 BLANCO

0 11,037 10,962 0,075 0,071

12 0 12,545 12,478 0,067

34

De las eficiencias obtenidas en la tabla 11 se eliminó al inhibidor Mhb 2 por baja eficiencia de

protección.

El Adb 3 y Corrcontrol oil poseen eficiencias muy cercanas, por lo que se hicieron pruebas

combinando las bases de ambos productos, que tendrán por nombre ICOS 40 en las siguientes

evaluaciones.

Por lo tanto los inhibidores que continúan en el proceso de formulación y evaluación de un

nuevo inhibidor serán: Ar 1, ICOS 40 e ICWS 40.

Con los inhibidores clasificados, se realizaron nuevas formulaciones de cada uno.

Todos los inhibidores, previo a ser evaluados mediante wheel test, fueron sometidos por 30

minutos a 120°C, con el fin de verificar la estabilidad térmica de cada producto.

4.4 Datos de las formulaciones y evaluaciones de los inhibidores clasificados.

Tabla 12. Datos de la variación de la formulación del inhibidor que tiene por nombre Ar 1.

Ar 1 %

Peso Ar 2

%

Peso Ar 3

%

Peso Ar 4

%

Peso

Base 1 10,0 Base 1 10,0 Base 1 12,0 Base 1 15,3

Á. tioglicólico 4,0 Á. tioglicólico 8,0 Á. tioglicólico 10,0 Á. tioglicólico 6,0

Agua 54,0 Agua 54,0 Agua 52,0 Agua 52,7

Metanol 32,0 Metanol 28,0 Metanol 26,0 Metanol 26,0

35

Tabla 13. Datos de las pruebas de wheel test realizadas para la variación de fórmulas

correspondientes a Ar 1 a 10%aceite, 90%agua, 80000 ppm de salinidad y 50°C.

Botella Inhibidor Ppm Wi, g Wf, g Wi - Wf Promedio %

Protección

1 Ar 1

15 12,991 12,958 0,033 0,035 50,00

2 15 12,947 12,909 0,038

3 Ar 2

15 12,917 12,883 0,034 0,034 52,11

4 15 12,946 12,912 0,034

5 Ar 3

15 12,984 12,952 0,032 0,030 57,75

6 15 13,011 12,983 0,028

7 Ar 4

15 12,924 12,897 0,027 0,025 64,08

8 15 12,962 12,938 0,024

9 Ar 1

30 12,415 12,405 0,010 0,013 82,39

10 30 10,909 10,894 0,015

11 Ar 2

30 11,265 11,246 0,019 0,025 64,79

12 30 12,223 12,192 0,031

13 Ar 3

30 12,356 12,346 0,010 0,015 79,58

14 30 12,364 12,345 0,019

15 Ar 4

30 12,500 12,479 0,021 0,017 76,76

16 30 12,382 12,370 0,012

17 Ar 1

45 12,314 12,296 0,018 0,018 74,65

18 45 12,396 12,378 0,018

19 Ar 2

45 12,634 12,625 0,009 0,012 83,10

20 45 12,166 12,151 0,015

21 Ar 3

45 12,793 12,756 0,037 0,039 45,07

22 45 12,929 12,888 0,041

23 Ar 4

45 12,985 12,951 0,034 0,018 73,94

24 45 12,201 12,198 0,003

25 BLANCO

0 11,037 10,962 0,075 0,071

26 0 12,545 12,478 0,067

36

Tabla 14. Datos de las pruebas de wheel test realizadas para la variación de fórmulas

correspondientes a Ar 1 a 65%aceite, 35% agua, 40000 ppm de salinidad y 50°C.

Botella Inhibidor Ppm Wi, g Wf, g Wi – Wf Promedio %

Protección

1 Ar 1

15 12,917 12,883 0,034 0,034 29,90

2 15 12,946 12,912 0,034

3 Ar 2

15 12,991 12,958 0,033 0,035 26,80

4 15 12,947 12,909 0,038

5 Ar 3

15 12,984 12,952 0,032 0,03 38,14

6 15 13,011 12,983 0,028

7 Ar 4

15 12,924 12,897 0,027 0,025 47,42

8 15 12,962 12,938 0,024

9 Ar 1

30 12,940 12,917 0,023 0,024 49,48

10 30 12,952 12,926 0,026

11 Ar 2

30 12,884 12,842 0,042 0,042 12,37

12 30 12,911 12,868 0,043

13 Ar 3

30 12,960 12,919 0,041 0,041 15,46

14 30 12,909 12,868 0,041

15 Ar 4

30 12,953 12,909 0,044 0,046 5,15

16 30 12,985 12,937 0,048

17 Ar 1

45 12,901 12,858 0,043 0,043 11,34

18 45 12,927 12,884 0,043

19 Ar 2

45 12,916 12,877 0,039 0,042 12,37

20 45 12,923 12,877 0,046

21 Ar 3

45 12,793 12,756 0,037 0,039 19,59

22 45 12,929 12,888 0,041

23 Ar 4

45 12,985 12,951 0,034 0,035 27,84

24 45 12,201 12,165 0,036

25 BLANCO

0 12,848 12,795 0,053 0,049

26 0 12,977 12,933 0,044

Tabla 15. Datos de las formulaciones para el inhibidor ICOS.

ICOS 40 %

Peso ICOS 41

%

Peso ICOS 42

%

Peso ICOS 43

%

Peso

Metanol 10,0 Metanol 11,0 Metanol 11,0 Metanol 11,0

Base 3 10,0 Base 3 5,0 Base 3 20,0 Base 3 10,0

Base 2 15,0 Base 2 20,0 Base 2 5,0 Base 2 5,0

Á. tioglicólico 8,0 Á. tioglicólico 4,0 Á. tioglicólico 4,0 Á. tioglicólico 4,0

Agua 57,0 Agua 60,0 Agua 60,0 Agua 70,0

37

Tabla 16. Datos de las pruebas de wheel test realizadas para las fórmulas correspondientes

a ICOS a 10%aceite, 90%agua, 80000ppm de salinidad y 50°C.

Botella Inhibidor Ppm Wi, g Wf, g Wi - Wf Promedio %

Protección

1 ICOS 40

15 12,991 12,958 0,033 0,035 50,00

2 15 12,947 12,909 0,038

3 ICOS 41

15 12,917 12,883 0,034 0,034 52,11

4 15 12,946 12,912 0,034

5 ICOS 42

15 10,856 10,850 0,006 0,006 91,55

6 15 12,108 12,102 0,006

7 ICOS 43

15 12,351 12,339 0,012 0,013 81,69

8 15 12,138 12,124 0,014

9 ICOS 40

30 12,393 12,376 0,017 0,017 76,06

10 30 12,395 12,378 0,017

11 ICOS 41

30 12,247 12,226 0,021 0,020 71,83

12 30 12,674 12,655 0,019

13 ICOS 42

30 12,191 12,188 0,003 0,003 95,77

14 30 12,418 12,415 0,003

15 ICOS 43

30 12,291 12,273 0,018 0,019 73,94

16 30 12,564 12,545 0,019

17 ICOS 40

45 12,314 12,296 0,018 0,018 74,65

18 45 12,396 12,378 0,018

19 ICOS 41

45 12,634 12,625 0,009 0,012 83,10

20 45 12,166 12,151 0,015

21 ICOS 42

45 12,585 12,577 0,008 0,007 90,14

22 45 12,348 12,342 0,006

23 ICOS 43

45 12,963 12,950 0,013 0,014 80,28

24 45 12,985 12,970 0,015

25 BLANCO

0 11,037 10,962 0,075 0,071

26 0 12,545 12,478 0,067

38

Tabla 17. Datos de las pruebas de wheel test realizadas para las fórmulas correspondientes

a ICOS a 65%aceite, 35% agua, 40000 ppm de salinidad y 50°C.

Botella Inhibidor Ppm Wi, g Wf, g Wi - Wf Promedio %

Protección

1 ICOS 40

15 12,917 12,877 0,040 0,037 32,11

2 15 12,946 12,912 0,034

3 ICOS 41

15 12,991 12,958 0,033 0,035 34,86

4 15 12,947 12,909 0,038

5 ICOS 42

15 12,991 12,957 0,034 0,035 35,78

6 15 11,133 11,097 0,036

7 ICOS 43

15 12,613 12,578 0,035 0,034 38,53

8 15 12,407 12,375 0,032

9 ICOS 40

30 12,211 12,177 0,034 0,034 37,61

10 30 12,364 12,330 0,034

11 ICOS 41

30 12,884 12,842 0,042 0,042 22,02

12 30 12,911 12,868 0,043

13 ICOS 42

30 12,940 12,917 0,023 0,024 55,05

14 30 12,952 12,926 0,026

15 ICOS 43

30 12,884 12,862 0,022 0,023 57,80

16 30 12,082 12,058 0,024

17 ICOS 40

45 12,901 12,850 0,051 0,047 13,76

18 45 12,927 12,884 0,043

19 ICOS 41

45 12,916 12,874 0,042 0,045 17,43

20 45 12,396 12,348 0,048

21 ICOS 42

45 12,247 12,220 0,027 0,024 55,05

22 45 12,919 12,897 0,022

23 ICOS 43

45 12,985 12,955 0,030 0,030 44,95

24 45 12,995 12,965 0,030

25 BLANCO

0 12,825 12,772 0,053 0,054

26 0 12,827 12,771 0,056

39

Tabla 18. Datos de las variaciones de la formulación del inhibidor que tiene por nombre

ICWS

ICWS 40 %

Peso ICWS 41

%

Peso ICWS 42

%

Peso ICWS 43

%

Peso

Base 4 10,0 Base 4 20,0 Base 4 30,0 Base 4 20,0

Á. tioglicólico 5,0 Á. tioglicólico 5,0 Á. tioglicólico 5,0 Á. tioglicólico 5,0

Metanol 20,0 Metanol 25,0 Metanol 30,0 Metanol 20,0

Agua 65,0 Agua 50,0 Agua 35,0 Agua 55,0

ICWS 44 %

Peso ICWS 45

%

Peso

Base 4 20,0 Base 4 20,0

Á. tioglicólico 10,0 Á. tioglicólico 15,0

Metanol 25,0 Metanol 30,0

Agua 45 Agua 35

Tabla 19. Datos de las pruebas de wheel test realizadas para la variación formulaciones

del inhibidor ICWS 40 a 10% aceite. 90% agua y 80000 ppm de salinidad y 50°C

Botella Inhibidor ppm Wi, g Wf, g Wi - Wf Promedio %

Protección

1 ICWS 40

15 10,893 10,877 0,016 0,016 77,46

2 15 12,478 12,462 0,016

3 ICWS 41

15 12,368 12,35 0,018 0,018 74,65

4 15 11,247 11,229 0,018

5 ICWS 42

15 12,405 12,381 0,024 0,021 71,13

6 15 12,191 12,174 0,017

7 ICWS 43

15 12,624 12,598 0,026 0,023 68,31

8 15 12,382 12,363 0,019

9 ICWS 44

15 12,297 12,275 0,022 0,024 65,49

10 15 12,152 12,125 0,027

11 ICWS 45

15 12,345 12,326 0,019 0,019 73,24

12 15 12,344 12,325 0,019

13 ICWS 40

30 10,876 10,86 0,016 0,016 76,76

14 30 12,458 12,441 0,017

40

Continuación Tabla 19.

Botella Inhibidor ppm Wi, g Wf, g Wi - Wf Promedio %

Protección

15 ICWS 41

30 12,347 12,331 0,016 0,016 77,46

16 30 11,226 11,210 0,016

17 ICWS 42

30 12,379 12,367 0,012 0,010 85,92

18 30 12,171 12,163 0,008

19 ICWS 43

30 12,596 12,584 0,012 0,013 80,99

20 30 12,274 12,259 0,015

21 ICWS 44

30 12,362 12,355 0,007 0,012 83,10

22 30 12,125 12,108 0,017

23 ICWS 45

30 12,327 12,319 0,008 0,012 83,10

24 30 12,325 12,309 0,016

25 ICWS 40

45 12,457 12,415 0,042 0,044 38,73

26 45 12,595 12,550 0,045

27 ICWS 41

45 12,739 12,702 0,037 0,036 50,00

28 45 12,509 12,475 0,034

29 ICWS 42

45 12,290 12,261 0,029 0,028 60,56

30 45 11,044 11,017 0,027

31 ICWS 43

45 12,483 12,474 0,009 0,013 80,99

32 45 12,600 12,582 0,018

33 ICWS 44

45 12,967 12,935 0,032 0,038 46,48

34 45 12,911 12,867 0,044

35 ICWS 45

45 13,038 12,991 0,047 0,034 52,82

36 45 12,645 12,625 0,020

37 BLANCO

0 11,037 10,962 0,075 0,071

38 0 12,545 12,478 0,067

Tabla 20. Datos de las pruebas de wheel test realizadas para las nuevas formulaciones del

inhibidor ICWS 40 a 65% aceite, 35% agua, 40000 ppm de salinidad y 50°C.

Botella Inhibidor Ppm Wi, g Wf, g Wi – Wf Promedio %

Protección

1 ICWS 40

15 12,790 12,738 0,052 0,051 5,50

2 15 13,040 12,989 0,051

3 ICWS 41

15 12,777 12,726 0,051 0,048 11,93

4 15 12,879 12,834 0,045

41

Continuación Tabla 20.

Botella Inhibidor Ppm Wi Wf Wi – Wf Promedio %

Protección

5 ICWS 42

15 12,815 12,780 0,035 0,036 33,94

6 15 12,756 12,719 0,037

7 ICWS 43

15 12,725 12,687 0,038 0,035 35,78

8 15 12,707 12,675 0,032

9 ICWS 44

15 12,966 12,928 0,038 0,033 38,53

10 15 12,771 12,742 0,029

11 ICWS 45

15 12,960 12,930 0,030 0,032 40,37

12 15 12,777 12,742 0,035

13 ICWS 40

30 12,845 12,814 0,031 0,039 28,44

14 30 12,857 12,810 0,047

15 ICWS 41

30 12,797 12,748 0,049 0,051 7,34

16 30 12,835 12,783 0,052

17 ICWS 42

30 12,674 12,626 0,048 0,05 8,26

18 30 12,728 12,676 0,052

19 ICWS 43

30 12,684 12,632 0,052 0,049 10,09

20 30 12,774 12,728 0,046

21 ICWS 44

30 12,684 12,642 0,042 0,044 19,27

22 30 12,774 12,728 0,046

23 ICWS 45

30 12,879 12,839 0,040 0,040 26,61

24 30 12,674 12,634 0,040

25 ICWS 40

45 12,821 12,787 0,034 0,048 11,01

26 45 12,831 12,768 0,063

27 ICWS 41

45 12,834 12,790 0,044 0,046 16,51

28 45 12,875 12,828 0,047

29 ICWS 42

45 12,874 12,838 0,036 0,045 17,43

30 45 12,819 12,765 0,054

31 ICWS 43

45 12,714 12,689 0,025 0,043 20,18

32 45 12,798 12,736 0,062

33 ICWS 44

45 12,816 12,777 0,039 0,044 20,18

34 45 12,836 12,788 0,048

35 ICWS 45

45 12,789 12,761 0,028 0,040 26,61

36 45 12,746 12,694 0,052

37 BLANCO

0 12,825 12,772 0,053 0,054

38 0 12,827 12,771 0,056

42

5. RESULTADOS

5.1 Eficiencia de protección de los inhibidores clasificados.

Tabla 21. Datos de eficiencias de protección de los inhibidores evaluados a 15 ppm de

dosificación y a 10%aceite, 90%agua y 80000 ppm de salinidad y 50°C

Orden Inhibidor Ppm % Protección

1 ICOS 42 15 91,55

2 ICOS 43 15 81,69

3 ICWS 40 15 77,46

4 ICWS 41 15 74,65

5 ICWS 45 15 73,24

6 ICWS 42 15 71,13

7 ICWS 43 15 68,31

8 ICWS 44 15 65,49

9 Ar 4 15 64,08

10 Ar 3 15 57,75

11 ICOS 41 15 52,11

12 Ar 2 15 52,11

13 ICOS 40 15 50,70

14 Ar 1 15 50,00

43

Tabla 22. Datos de eficiencias de protección de los inhibidores evaluados a 30 ppm de

dosificación y a 10%aceite, 90%agua, 80000 ppm de salinidad y 50°C

Orden Inhibidor ppm % Protección

1 ICOS 42 30 95,77

2 ICWS 42 30 85,92

3 ICWS 45 30 83,10

4 ICWS 44 30 83,10

5 Ar 1 30 82,39

6 ICWS 43 30 80,99

7 Ar 3 30 79,58

8 ICWS 41 30 77,46

9 ICWS 40 30 76,76

10 Ar 4 30 76,76

11 ICOS 43 30 71,83

12 ICOS 41 30 71,83

13 Ar 2 30 64,79

14 ICOS 40 30 50,00

Tabla 23. Datos de eficiencias de protección de los inhibidores evaluados a 45 ppm de

dosificación y a 10%aceite, 90%agua, 80000 ppm de salinidad y 50°C

Orden Inhibidor ppm % Protección

1 ICOS 42 45 90,14

2 ICOS 41 45 83,1

3 Ar 2 45 83,1

4 ICWS 43 45 80,99

5 ICOS 43 45 80,28

6 ICOS 40 45 75,64

7 Ar 1 45 74,65

8 Ar 4 45 73,94

9 ICWS 42 45 60,56

10 ICWS 45 45 52,82

11 ICWS 41 45 50,00

12 ICWS 44 45 46,48

13 Ar 3 45 45,07

14 ICWS 40 45 38,73

44

Tabla 24. Datos de eficiencias de protección de los inhibidores evaluados a 15 ppm de

dosificación y a 65%aceite, 35%agua, 40000 ppm de salinidad y 50°C

Orden Inhibidor ppm % Protección

1 Ar 4 15 47,42

2 ICWS 45 15 40,37

3 ICOS 43 15 38,53

4 ICWS 44 15 38,53

5 Ar 3 15 38,14

6 ICOS 42 15 35,78

7 ICWS 43 15 35,78

8 ICOS 41 15 34,86

9 ICWS 42 15 33,94

10 ICOS 40 15 32,11

11 Ar 1 15 29,90

12 Ar 2 15 26,80

13 ICWS 41 15 11,93

14 ICWS 40 15 5,50

Tabla 25. Datos de eficiencias de protección de los inhibidores evaluados a 30 ppm de

dosificación y a 65%aceite, 35%agua, 40000 ppm de salinidad y 50°C

Orden Inhibidor ppm % Protección

1 ICOS 43 30 57,80

2 ICOS 42 30 55,05

3 Ar 1 30 49,48

4 ICOS 40 30 37,61

5 ICWS 40 30 28,44

6 ICWS 45 30 26,61

7 ICOS 41 30 22,02

8 ICWS 44 30 19,27

9 Ar 3 30 15,46

10 Ar 2 30 12,37

11 ICWS 43 30 10,09

12 ICWS 42 30 8,26

13 ICWS 41 30 7,34

14 Ar 4 30 5,15

45

Tabla 26. Datos de eficiencias de protección de los inhibidores evaluados a 45 ppm de

dosificación y a 65%aceite, 35%agua, 40000 ppm de salinidad y 50°C

Orden Inhibidor ppm % Protección

1 ICOS 42 45 55,05

2 ICOS 43 45 44,95

3 Ar 4 45 27,84

4 ICWS 45 45 26,61

5 ICWS 43 45 20,18

6 ICWS 44 45 20,18

7 Ar 3 45 19,59

8 ICOS 41 45 17,43

9 ICWS 42 45 17,43

10 ICWS 41 45 16,51

11 ICOS 40 45 13,76

12 Ar 2 45 12,37

13 Ar 1 45 11,34

14 ICWS 40 45 11,01

De los resultados observados, luego de analizar cada una de las tablas que abarca de forma

resumida los datos de eficiencia tanto en el caso de las condiciones de 10%aceite, 90%agua y

80000 ppm, como a las condiciones de 65%aceite, 35%agua y 40000 ppm se procede a

comparar la eficiencia de protección del mejor producto (ICOS 42) con el producto que

actualmente se inyecta en campo.

46

5.2 Comparación de la eficiencia del mejor producto formulado, con el producto actual.

Tabla 27. Comparación de eficiencia del mejor producto formulado (ICOS 42) con el

producto actual, a 10%aceite, 90%agua, 80000 ppm de salinidad y 50°C

Botella Inhibidor Ppm Wi, g Wf, g Wi - Wf Promedio % Protección

1

ICOS 42

15 12,613 12,600 0,013

0,011 81,77 2 15 11,968 11,957 0,011

3 15 12,648 12,640 0,008

4

ICOS 42

30 12,814 12,808 0,006

0,007 88,03 5 30 12,534 12,528 0,006

6 30 12,594 12,585 0,009

7

Producto

actual

15 12,605 12,588 0,017

0,021 64,67 8 15 12,715 12,694 0,021

9 15 12,588 12,564 0,024

10

Producto

actual

30 12,659 12,639 0,020

0,016 73,22 11 30 12,899 12,885 0,014

12 30 12,649 12,636 0,013

13 BLANCO

0 12,245 12,190 0,055 0,058

14 0 12,882 12,820 0,062

47

6. DISCUSIÓN

6.1 Selección de bases químicas para formular inhibidores de corrosión fílmicos.

En el mercado, existe una gran oferta de bases químicas para formular inhibidores de

corrosión del tipo fílmico, cada una con diferente composición, sin embargo, las bases

seleccionadas para el desarrollo de un nuevo producto han demostrado tener buen

desempeño en la mayoría de los campos petroleros del oriente ecuatoriano, esto se

fundamenta en pruebas anteriores tanto a nivel de laboratorio como en campo realizadas por

empresas proveedoras de productos químicos contra la corrosión e incrustaciones.

6.2 Formulación de inhibidores de corrosión.

La formulación fue una labor compleja, debido a la gran cantidad de información que se

requiere revisar, ya sea en textos especializados o datos de pruebas anteriores en varios

campos, para poder seleccionar los componentes del inhibidor, como lo son las bases

químicas y los solventes a usar, para lograr un mejor desempeño del producto que se quiere

obtener.

Para obtener un mejor resultado en las formulaciones, estas fueron realizadas siguiendo las

recomendaciones por parte del proveedor de bases químicas, así como también, de acuerdo

a las experiencias previas por parte de profesionales que trabajan en el control de la

corrosión en campos petroleros, de esta manera se evitó generar una gran cantidad de

pruebas con productos que muy probablemente no hubiesen dado buenos resultados y

hubiesen consumido tiempo y recursos.

6.3 Evaluación de inhibidores de corrosión.

El rango de dosificación de 15 ppm, 30 ppm, 45 ppm de los inhibidores a evaluar, fue

seleccionado para determinar el comportamiento de la eficiencia de cada producto, además

de cumplir con las normas de la cantidad de dosificación establecidas por parte de la

mayoría de empresas encargadas de la exploración y explotación de petróleo del Ecuador.

48

Los ambientes corrosivos que sirvieron para evaluar los inhibidores de corrosión, fueron

similares a las condiciones de operación de pozos petroleros, esto con el fin de desarrollar

un producto que funcione adecuadamente en estos ambientes.

El tiempo adecuado de exposición de los cupones al ambiente corrosivo y al inhibidor debe

ser 24 horas exactas en lo posible, para que la evaluación se realice bajo las mismas

condiciones posibles a todos los productos.

La determinación de la eficiencia de protección, se la realizó en base a la pérdida promedio

de peso de los cupones, que es una manera sencilla de establecer la efectividad de los

inhibidores, sin tener que medir las dimensiones largo ancho y espesor de los cupones.

El modo en que se realizó la limpieza de los cupones luego de las 24 horas de prueba fue

muy importante, ya que no se excedió en la fuerza con que se retiran los productos de la

corrosión de la superficie del cupón, porque afecta directamente al peso del mismo y por

ende, afecta a la eficiencia real de protección del inhibidor que estuvo en contacto con aquel

cupón.

49

7. CONCLUSIONES

7.1 Selección de bases químicas para formular inhibidores de corrosión fílmicos.

Las bases químicas 2 y 3, compuestas principalmente por aminas etoxiladas y amonio

cuaternario, demuestran ser bases adecuadas para formular inhibidores de alta eficiencia de

protección contra la corrosión en los dos ambientes corrosivos evaluados, como se observa

desde la tabla 21 hasta la tabla 26.

7.2 Eficiencias de protección y comportamiento de los inhibidores de corrosión.

El inhibidor formulado con la base 5 (Mhb2) compuesto por ácidos grasos, demostró baja

eficiencia de protección en las condiciones de evaluación de 10% agua, 90% aceite y 80000

ppm de salinidad pese a que según la información obtenida sobre esta base, ofrecería un

buen rendimiento en las condiciones que se pretendía evaluar. (Ver tabla 11)

Los inhibidores compuestos por las mezclas de las bases 2 y 3 (ICOS 42 e ICOS 43),

desempeñan una gran protección contra la corrosión en las condiciones de 10% aceite, 90%

agua y 80000 ppm de salinidad expresada como cloruros, pero mantienen una protección

relativamente baja aunque estable a las condiciones de 35% agua, 65% aceite y 40000 ppm

de salinidad. (Ver gráfico B.1 y gráfico B.2)

El inhibidor ICOS 42 es el mejor producto contra la corrosión, así como también demuestra

una estabilidad en los valores de eficiencia en las tres concentraciones y en ambos

ambientes corrosivos que fue evaluado. (Ver anexos A, B y C)

Los inhibidores formulados con la base 4 (ICWS) tienen un rango de dosificación de

producto muy corto en las condiciones de 90% agua, 10% aceite y 80000 ppm como lo

indica el gráfico C.1, ya que si se excede los 30 ppm, su eficiencia de protección cae

drásticamente, y limitaría seriamente su aplicación en pozos petroleros, principalmente en

aquellos de producción irregular.

50

Los inhibidores ICWS no ofrecen una adecuada protección contra la corrosión en las

condiciones de 35% agua, 65% aceite y 40000 ppm de salinidad, tal como lo indica el

gráfico C.2, por lo tanto, estos productos no son adecuados para una aplicación en un campo

petrolero que tenga estos ambientes corrosivos.

Los inhibidores formulados con la base 1 (Ar), tampoco mantienen un comportamiento

estable en su eficiencia de protección, de acuerdo a las gráficas del anexo A, por lo tanto,

tampoco sería un buen producto para aplicar en campo.

El inhibidor ICOS 42, según el resultado de wheel test que indica la tabla 27, tiene una

mayor eficiencia de protección contra la corrosión que el producto actual de campo, por lo

que su aplicación en campo tiene grandes posibilidades de mejorar la protección contra la

corrosión de las tuberías de los pozos petroleros.

51

8. RECOMENDACIONES

Se recomienda tener cuidado en cuanto al uso de electrodos (cupones) usados en pruebas

anteriores, y de preferencia no usarlos, ya que pueden presentar picaduras en su superficie,

dificultando que el inhibidor logre llegar a aquellos puntos, y por lo tanto, afectando al valor

de su eficiencia de protección. Las condiciones de los cupones para la evaluación de

inhibidores deben ser iguales para todos.

Se debe tener mucho cuidado al momento de llenar las botellas con la salmuera y el aceite

(diesel), evitando cualquier turbulencia al momento del trasvase, para evitar lo más posible

el ingreso de oxígeno al interior, así como también llenar hasta el rebose las botellas con

diesel para no contaminar la botella con este agente extremadamente oxidante, ya que como

se menciona en la bibliografía, los inhibidores fílmicos pierden casi totalmente su

efectividad en presencia de oxígeno.

Se recomienda, evaluar este mejor producto formulado en campo haciendo uso de técnicas

avanzadas de evaluación para comprobar su efectividad y ver la posibilidad de

implementarlo ya en un campo petrolero.

Con el nuevo inhibidor formulado, se recomienda realizar pruebas de formación de espuma,

formación de emulsión y análisis de compatibilidad con agua de formación, para determinar

posibles desventajas que pueda tener este producto en los campos petroleros.

Se recomienda realizar la evaluación en campo de este producto, en un pozo productor de

petróleo que históricamente haya presentado problemas severos de corrosión, ya sea en su

sistema de levantamiento artificial, o tuberías.

52

CITAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] MÉNDEZ, José. Diseño y construcción del reactor de mezcla completa para la evaluación

de inhibidores de corrosión en crudo, agua de formación y petróleo de Petroproducción-

Lago. Tesis de grado. Ingeniero Químico. Escuela Superior Politécnica de Chimborazo.

Facultad de Ciencias. Escuela de Ingeniería Química. Riobamba. 2010. p. 31

[2] Ibíd., p. 29

[3] Ibíd, p. 30

[4] GORDILLO, María y SANTANA, Luis. Diseño y construcción de un reactor con agitación

para evaluar inhibidores de corrosión en aguas de formación. Tesis de grado previo a la

obtención del título de Ingeniero Químico. Escuela Superior Politécnica de Chimborazo.

Facultad de Ciencias. Escuela de Ingeniería Química. Riobamba 2008. pp. 10 - 13

[5] Ibíd, p. 12

[6] CHILINGAR, George y MOURHATCH, Ryan y AL-QAHTANI, Ghazi. The fundamentals

of corrosion and scaling for petroleum and environmental engineers. Gulf Publishing

Company, Houston, 2008. 269 p.

[7] INDUSTCHEM, Corrosion problems during oil and gas production and its mitigation, [en

línea], documenting electronic source on the internet: [Fecha de consulta: 2 de junio 2015]

Disponible en: <http://www.industchem.com/content/4/1/35> p. 2 – 4

[8] ONDEO NALCO, Corrosion in the petroleum industry, [en línea], documenting electronic

source on the internet: [Fecha de consulta: 13 de abril 2015] Disponible en: <www.ondeo-

nes.com> p. 1

[9] INDUSTCHEM, Op. Cit., p. 5

[10] ONDEO NALCO, Op. Cit., p. 34

53

[11] FINK, Johannes. Petroleum engineer’s guide to oil field chemicals and fluids. Gulf

Professional Publishing, Waltham, 2012. 767 p.

[12] GALICIA, Policarbo. Influencia de los inhibidores fílmicos en el mecanismo de corrosión

del acero al carbono 1018, en presencia del medio amargo alcalino. Tesis para obtener el

grado de Doctor en ciencias. Universidad Autónoma Metropolitana. Departamento de

química. México D.F. 2007. Pág 21-22

[13] REYNAUD, Adriana, MARTÍNEZ, Lorenzo, CHACÓN, José y MARTÍNEZ, Alberto.

Efecto de la imidazolina láurica hidroxietil en la inhibición de la corrosión de acero API-

5L-X52 en salmueras acidificadas [en línea]. Cuernavaca: Instituto de Ciencias Físicas –

UNAM. 2010 [Fecha de consulta: 09 de Julio de 2015]. Disponible en :

<http://smcsyv.fis.cinvestav.mx/supyvac/23_S/SV23S0410.pdf> p. 6

[14] GALICIA, Op. Cit., p. 21

[15] AKZO NOBEL, Corrosion inhibitors for oilfield production, [en línea]. [Fecha de

consulta: 20 de marzo 2015] Disponible en: < http://docslide.us/documents/corrosion-

inhibitors-for-oilfield-production.html> pp. 6 – 8

[16] EPA, Final submission for fatty acid dimers and trimers, [en línea], documenting

electronic source on the internet: [Fecha de consulta: 06 de julio 2015] Disponible en: <

http://www.epa.gov/hpv/pubs/summaries/ftadmrtr/c13651rt1.pdf> pp. 10-11

[17] AKZO NOBEL, Op. Cit., pp. 10 – 11.

[18] PATTON, Charles. Applied water technology. Second edition. Campbell petroleum series.

Norman, 1995. 341p

[19] NACE International. Laboratory test methods for evaluating oilfield corrosion inhibitors.

NACE International publication 1D196. (24192): 4- 5, diciembre 1996.

[20] GÓMEZ, Félix y ALCARÁZ, Diego. Manual básico de corrosión para ingenieros.

Universidad de Murcia. Servicio de Publicaciones. Murcia 2006. 176 p.

54

BIBLIOGRAFÍA

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GONCALVES, Alejandro. Selección de inhibidores de corrosión para aplicaciones en fondo de

pozos con levantamiento artificial por bombeo electrosumergible. Trabajo de grado para optar al

grado académico de Magíster Scientiarum en Corrosión. Universidad de Zulia. Faculta de

Ingeniería. División de posgrado. Maracaibo 2008

L.L. Sheir, R. A. Jarman y G. T. Burstein. Corrosion. Volumen 1. Tercera edición. Butterworth

Henemann Professional Publishing Ltd. Gran Bretaña 2000.

PEMEX. Norma de referencia para protección interior de ductos con inhibidores. México D.F.

2009. [en línea]. [Fecha de consulta: 10 de mayo de 2015]. Disponible en:

http://www.pemex.com/procura/procedimientos-de-contratacion/normas-

referencia/Normas%20vigentes/NRF-005-PEMEX-2009.pdf

RAMÍREZ, Luis y XIQUES, Julio. Evaluación del desempeño de un nuevo inhibidor de

corrosión en líneas de flujo multifásico en los campos petroleros de Colombia. Proyecto fin de

carrera para la obtención del título de ingeniero químico. Universidad Industrial Santander.

Facultad de Ingenierías Fisicoquímicas. Escuela de Ingeniería Química. Bucaramanga 2007.

55

ANEXOS

56

ANEXO A. Comportamiento de las formulaciones correspondientes a Ar, en ambas

condiciones de evaluación.

Gráfico A.1. Comportamiento de los inhibidores Ar a diferentes dosis en ppm evaluados

en condiciones de 10% aceite, 90% agua, 80000 ppm de salinidad a 50°C

Gráfico A.2. Comportamiento de los inhibidores Ar a diferentes dosis en ppm evaluados

en condiciones de 65% aceite, 35% agua, 40000 ppm de salinidad a 50°C

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

10 15 20 25 30 35 40 45 50

% P

RO

TEC

CIÓ

N

PPM DE INHIBIDOR

% PROTECCIÓN VS PPM INHIBIDOR

Ar 1 Ar 2 Ar 3 Ar 4

0

10

20

30

40

50

60

10 15 20 25 30 35 40 45 50

% P

RO

TEC

CIÓ

N

PPM DE INHIBIDOR

% PROTECCIÓN VS PPM INHIBIDOR

Ar 1 Ar 2 Ar 3 Ar 4

57

ANEXO B. Comportamiento de las formulaciones correspondientes a ICOS, en ambas

condiciones de evaluación.

Gráfico B.1. Comportamiento de los inhibidores ICOS a diferentes dosis en ppm

evaluados en condiciones de 10% aceite, 90% agua, 80000 ppm de salinidad a 50°C

Gráfico B.2. Comportamiento de los inhibidores ICOS a diferentes dosis en ppm

evaluados en condiciones de 65% aceite, 35% agua, 40000 ppm de salinidad a 50°C

0

20

40

60

80

100

120

10 15 20 25 30 35 40 45 50

% P

RO

TEC

CIÓ

N

PPM DE INHIBIDOR

% Protección vs ppm inhibidor

ICOS 40 ICOS 41 ICOS 42 ICOS 43

0

10

20

30

40

50

60

70

10 15 20 25 30 35 40 45 50

% P

RO

TEC

CIÓ

N

PPM DE INHIBIDOR

% PROTECCIÓN VS PPM INHIBIDOR

ICOS 40 ICOS 41 ICOS 42 ICOS 43

58

ANEXO C. Comportamiento de las formulaciones correspondientes a ICWS, en ambas

condiciones de evaluación.

Gráfico C.1. Comportamiento de los inhibidores ICWS a diferentes dosis en ppm

evaluados en condiciones de 10% aceite, 90% agua, 80000 ppm de salinidad a 50°C

Gráfico C.2. Comportamiento de los inhibidores ICWS a diferentes dosis en ppm

evaluados en condiciones de 65% aceite, 35% agua, 40000 ppm de salinidad a 50°C

30

40

50

60

70

80

90

10 15 20 25 30 35 40 45 50

% P

RO

TEC

CIÓ

N

PPM DE INHIBIDOR

% PROTECCIÓN VS PPM INHIBIDOR

ICWS 40 ICWS 41 ICWS 42

ICWS 43 ICWS 44 ICWS 45

0

10

20

30

40

50

10 15 20 25 30 35 40 45 50

% P

RO

TEC

CIÓ

N

PPM DE INHIBIDOR

% PROTECCIÓN VS PPM INHIBIDOR

ICWS 40 ICWS 41 ICWS 42

ICWS 43 ICWS 44 ICWS 45

59

ANEXO D. Formas comunes de ataque de corrosión en campos petroleros.

Figura D.1. Corrosión tipo wormhole en una sección de tubería.

Figura D.2. Fallo de la tubería causada por corrosión tipo wormhole.

Figura D.3. Fallo de la tubería causada por la unión de varios wormhole.

60

Continuación ANEXO D.

Figura D.4. Corrosión por dióxido de carbono en la succión de una bomba hidráulica tipo

jet.

Figura D.5. Ataque tipo mesa causado por la presencia de dióxido de carbono.

61

ANEXO E. Equipos utilizados para la evaluación y formulación de inhibidores de

corrosión.

Figura E.1. Agitador magnético Figura E.2. Equipo para wheel test

Figura E.3. Digestor Hach Figura E.4. Balanza analítica

62

ANEXO F. Desarrollo de una evaluación de inhibidores de corrosión mediante wheel test.

Figura F.1. Preparación y saturación con CO2(g) de la salmuera.

Figura F.2. Calentamiento de los inhibidores a 120 ᵒC durante 60 minutos previo a ser

evaluados.

63

Continuación ANEXO F

Figura F.3. Dilución de los inhibidores al 10%

Figura F.4. Preparación de las botellas con los cupones, inhibidores, salmuera y aceite

(diesel)

64

Continuación ANEXO F

Figura F.5. Colocación de las botellas en el equipo para wheel test.

Figura F.6. Limpieza de cupones con estropajo

65

Continuación ANEXO F

Figura F.7. Lavado con HCl diluido, agua y alcohol isopropílico respectivamente.

Figura F.8. Medida del peso de los cupones luego de la limpieza y secado.

66

ANEXO G. Propiedades fisicoquímicas del nuevo inhibidor de corrosión.

67

ANEXO H. Norma NACE 1D196 para evaluar inhibidores de corrosión a nivel de

laboratorio.

68

Continuación ANEXO H

69

Continuación ANEXO H

70

Continuación ANEXO H

71

Continuación ANEXO H

72

Continuación ANEXO H

73

Continuación ANEXO H

74

Continuación ANEXO H

75

Continuación ANEXO H

76

Continuación ANEXO H

77

Continuación ANEXO H

78

Continuación ANEXO H

79

Continuación ANEXO H

80

ANEXO I. Diagrama de flujo para la evaluación de los cinco primeros inhibidores formulados.

≈ 30 min

≈ 30 rpm

24 horas

50ᵒC

30 min

60ᵒC

HCl, 5%

Agua

IPA

Cupones

30ppm

Inhibidor

formulado BALÓN AFORADO CALENTAMIENTO

120ᵒC

30 min

Agua destilada

Dilución al

10%

BOTELLAS

Cupones

Salmuera, 90%

Diesel, 10%

EQUIPO WHEEL

TEST ENFRIAMIENTO LIMPIEZA

LAVADO SECADO PESAJE CÁLCULO

DE

EFICIENCIA