corrosion en la industria de los hidrocarburos

Corrosión

FUNDAMENTOS BÁSICOS DE LA CORROSIÓN FUNDAMENTOS BÁSICOS DE LA CORROSIÓN POR CO2 ASOCIADA AL GAS NATURALPOR CO2 ASOCIADA AL GAS NATURAL

Corrosión

DISOCIACIÓN DEL CO2 EN AGUA

El CO2 disuelto en agua forma ácido carbónico:

el cual es un ácido débil, dado que se disocia parcialmente:

Luego se tiene:

Corrosión

REACCIÓN ANÓDICA

REACCIÓN DE CORROSIÓN

REACCIÓN SECUNDARIA

Corrosión

e-

e- e-FeCO3

CO3-2

Fe++

HCO3-

H2CO3

H2O

Fe++Fe++

MECANÍSMO DE CORROSIÓN

Corrosión

Tipo I. Temperaturas menores de 60°C

Tipo II. Temperaturas entre 60°C y 100°C

Tipo III. Temperaturas entre 100°C y 150°C

Mecanismo de Corrosión por CO2 en función de la Mecanismo de Corrosión por CO2 en función de la Temperatura Temperatura

Corrosión

Corrosión por CO2 en función de la presión

Presión parcial de CO2 Velocidad de Corrosión

Menor que 48 kPa (7 psi) Despreciable

Entre 48 kPa y 97 kPa (7 – 17 psi) Despreciable a leve

Entre 97 kPa y 193 kPa (14 – 30 psi)

Moderada

Mayor de 193 kPa (30 psi) Severa

¨ Norma ¨ Norma NACE Standard NACE Standard RP0296-2000RP0296-2000 : Práctica y : Práctica y Lineamientos para Detección, Reparación, y Lineamientos para Detección, Reparación, y

Mitigación de Corrosión por Agrietamiento bajo Mitigación de Corrosión por Agrietamiento bajo Ambientes con Humedad y HAmbientes con Humedad y H22S para Recipientes S para Recipientes

a Presión Existentes en las Refinerías de a Presión Existentes en las Refinerías de Petróleo ¨Petróleo ¨

“Standard Recommended Practice Guidelines for Detection, Repair, and Mitigation of Cracking of Existing Petroleum Refinery Pressure Vessels in Wet H2S Environments”

Prefacio a la norma Prefacio a la norma NACE Standard NACE Standard RP0296-RP0296-2000 2000 item No. 21078)item No. 21078)

NACE International Task Group T-8-16 on Cracking in Wet H2S NACE International Task Group T-8-16 on Cracking in Wet H2S Environments, fue formado en Environments, fue formado en 19881988 para organizar y conducir para organizar y conducir estudios sobre la incidencia de los mecanismos de agrietamiento estudios sobre la incidencia de los mecanismos de agrietamiento en recipientes presurizados de refinería con presencia de en recipientes presurizados de refinería con presencia de ambiente de sulfuro de hidrógeno (Hambiente de sulfuro de hidrógeno (H22S) y agua. S) y agua.

LaLa intención primaria intención primaria de esta norma es dar a conocer a los de esta norma es dar a conocer a los ingenieros, inspectores, personal de mantenimiento y operadores, ingenieros, inspectores, personal de mantenimiento y operadores, la información necesaria para guiar sus operaciones en lo que la información necesaria para guiar sus operaciones en lo que representa el trabajo en refinería, específicamente con ambientes representa el trabajo en refinería, específicamente con ambientes húmedos y con contenido de sulfuro de hidrógeno.húmedos y con contenido de sulfuro de hidrógeno.

Incluye equipos como:Incluye equipos como: columnas o torres, intercambiadores de columnas o torres, intercambiadores de calor, drums, rehervidores, y separadores.calor, drums, rehervidores, y separadores.

Excluye:Excluye: tuberías, inspección y requerimientos para recipientes tuberías, inspección y requerimientos para recipientes nuevosnuevos

Corrosión por Gas Natural- NACE Standard RP0296-2000

¿Que abarca la norma ¿Que abarca la norma NACE Standard NACE Standard RP0296-2000 RP0296-2000 Item No. 21078 Item No. 21078 ??

ContenidoContenido 1. Generalidades1. Generalidades 2. Mecanismos de Agrietamiento 2. Mecanismos de Agrietamiento 3. 3. Naturaleza y Extensión del Problema Naturaleza y Extensión del Problema 4. Inspeccion de grietas 4. Inspeccion de grietas 5.5. Reparación de grietas o ampollas en Reparación de grietas o ampollas en

recipientes recipientes 6. Mitigación y Consideraciones de Operación6. Mitigación y Consideraciones de Operación

Referencias Referencias BibliografíaBibliografía Apéndice A Apéndice A Apéndice BApéndice B


1. Generalidades1. Generalidades

Condición de Humedad y HCondición de Humedad y H22SS:: es definido como un proceso de es definido como un proceso de

refinería en el cual el ambiente tiene una concentración de Hrefinería en el cual el ambiente tiene una concentración de H22S igual o S igual o

mayor a 50 ppm/w en fase acuosa.mayor a 50 ppm/w en fase acuosa.

El agrietamiento (Cracking) de un recipiente de acero al carbono, El agrietamiento (Cracking) de un recipiente de acero al carbono, ocurre por varias causas, y la atención industrial a este problema ocurre por varias causas, y la atención industrial a este problema

comenzó encomenzó en 19841984 con con la ruptura del absorbedor de la ruptura del absorbedor de

monoetanolamina (MEA) en la monoetanolamina (MEA) en la Refinería Lemont, IllinoisRefinería Lemont, Illinois.. El resultado de la explosión fueron hechos fatales y daño en las El resultado de la explosión fueron hechos fatales y daño en las

instalaciones.instalaciones.


2. Mecanismos de Agrietamiento 2. Mecanismos de Agrietamiento (Cracking) (Cracking)

Agrietamiento por Tensión en presencia de H2S (Sulfide Stress Cracking - Agrietamiento por Tensión en presencia de H2S (Sulfide Stress Cracking - SSC):SSC): Ruptura del metal por la acción combinada de esfuerzo de tensión y corrosión Ruptura del metal por la acción combinada de esfuerzo de tensión y corrosión producido por agua y Hproducido por agua y H22S. SSC envuelve ruptura (embrittlement) del metal por el S. SSC envuelve ruptura (embrittlement) del metal por el efecto atómico del hidrógeno a nivel superficial. Normalmente ocurre en aceros efecto atómico del hidrógeno a nivel superficial. Normalmente ocurre en aceros altamente tensionados o en zonas de soldadura endurecidas del acero.altamente tensionados o en zonas de soldadura endurecidas del acero.

Ampollas de Hidrogeno (Hydrogen Blistering):Ampollas de Hidrogeno (Hydrogen Blistering): La formación de cavidades La formación de cavidades aplanadas sub-superficiales, llamadas ampollas de hidrogeno , resultan de excesiva aplanadas sub-superficiales, llamadas ampollas de hidrogeno , resultan de excesiva presión interna del hidrógeno. En aceros envuelve la absorción del metal. Los presión interna del hidrógeno. En aceros envuelve la absorción del metal. Los lugares típicos para la formación de ampollamiento por hidrógeno están localizados lugares típicos para la formación de ampollamiento por hidrógeno están localizados en largas inclusiones no metálicas, metales laminados, o otro tipo de en largas inclusiones no metálicas, metales laminados, o otro tipo de discontinuidades en el acero. discontinuidades en el acero.

Hydrogen-Induced Cracking (HIC):Hydrogen-Induced Cracking (HIC): Es la corrosión interna del metal que conecta Es la corrosión interna del metal que conecta los hydrogen blisters adyacentes en diferentes planos del metal, o en la superficie los hydrogen blisters adyacentes en diferentes planos del metal, o en la superficie del metal. Externamente no aplica el stress como requerimiento para la formación del metal. Externamente no aplica el stress como requerimiento para la formación de HIC. En aceros, el desarrollo de rotura interna tiende a enlazarse con otros tipos de HIC. En aceros, el desarrollo de rotura interna tiende a enlazarse con otros tipos de rotura por un mecanismo de presión plástica transgranular como resultado de de rotura por un mecanismo de presión plástica transgranular como resultado de presión interna resultante de la acumulación de hidrógeno. HIC is comúnmente presión interna resultante de la acumulación de hidrógeno. HIC is comúnmente encontrado en aceros con: altos niveles de impurezas, que tienen una alta densidad encontrado en aceros con: altos niveles de impurezas, que tienen una alta densidad de inclusiones planares, o regiones de anormalidades microestructural producida por de inclusiones planares, o regiones de anormalidades microestructural producida por segregación de impureza y elementos aleados en el acero.segregación de impureza y elementos aleados en el acero.

Figura

Figura

Figura

Agrietamiento por tensión orientada en presencia de hidrógeno Agrietamiento por tensión orientada en presencia de hidrógeno inducido (Stress-Oriented Hydrogen-Induced Cracking - SOHIC):inducido (Stress-Oriented Hydrogen-Induced Cracking - SOHIC): Enfilado de roturas, alineadas cercanamente entre sí y perpendicular al Enfilado de roturas, alineadas cercanamente entre sí y perpendicular al esfuerzo, esta formado por el enlace de pequeñas grietas de HIC en esfuerzo, esta formado por el enlace de pequeñas grietas de HIC en aceros. Esfuerzos de tensión (residual o aplicado) es requerido para aceros. Esfuerzos de tensión (residual o aplicado) es requerido para producir SOHIC. Es comúnmente observado en la base de metal producir SOHIC. Es comúnmente observado en la base de metal adyacente a zonas afectadas por calor (HAZ) de soldadura, orientada en la adyacente a zonas afectadas por calor (HAZ) de soldadura, orientada en la dirección transversal al espesor. SOHIC además es producido en aceros dirección transversal al espesor. SOHIC además es producido en aceros susceptibles a otros esfuerzos altos en puntos como mecanizado o susceptibles a otros esfuerzos altos en puntos como mecanizado o defectuosos.defectuosos.

Agrietamiento por Tensión en Ambiente Alcalino (Alkaline Stress Agrietamiento por Tensión en Ambiente Alcalino (Alkaline Stress Corrosion Cracking - ASCC):Corrosion Cracking - ASCC): Es la rotura del metal producida por la Es la rotura del metal producida por la acción combinada de la corrosión en un ambiente acuoso alcalino acción combinada de la corrosión en un ambiente acuoso alcalino contentivo de H2S, CO2, y esfuerzo de tensión (residual o aplicado). La contentivo de H2S, CO2, y esfuerzo de tensión (residual o aplicado). La rotura o agrietamiento es localizado intergranularmente, y típicamente rotura o agrietamiento es localizado intergranularmente, y típicamente ocurre en aceros al carbono no aliviados a la tensión. Esta forma de ocurre en aceros al carbono no aliviados a la tensión. Esta forma de agrietamiento ha sido referida al crakeo de carbonato cuando esta asociado agrietamiento ha sido referida al crakeo de carbonato cuando esta asociado con agua agria alcalina, como se observa en el uso de amina asociada con con agua agria alcalina, como se observa en el uso de amina asociada con soluciones de tratamiento de alcanolamina.soluciones de tratamiento de alcanolamina.

Figura

Figura

2. Mecanismos de Agrietamiento (Cracking)

3. Naturaleza y Extensión 3. Naturaleza y Extensión del Problema del Problema

Varias técnicas de inspección, como la inspección visual para ampollamiento por hidrógeno y partículas magnéticas, tintas penetrantes para detección de grietas, son utilizadas. Sin embargo, la más utilizada de las inspecciones esta referida al uso de prueba con partículas magnéticas fluorescentes secas (WFMT), la cual tiene alta sensibilidad a las discontinuidades superficiales.

De 4,987 recipientes analizados el 26% presentaban fallas por corrosión

En diferentes reportes hechos a varios tipos de industria, referente a la corrosión en los recipientes a presión, se tiene que el índice de daños va desde un 10% hasta un 73%. El total de recipientes estudiados fue de 4,987.


Corrosión reportada en Corrosión reportada en recipientes a presión esencialmente recipientes a presión esencialmente en procesos con ambientes con Hen procesos con ambientes con H22S S

y agua. y agua.

Las incidencias de agrietamiento (Cracking) varían desde 18-19% en unidades con fraccionamiento de crudo o de coke hasta niveles más altos como 45% en fluidos craqueo catalítico (FCC) en unidades livianas.


No existe una fuerte correlación entre el proceso de corrosión y la temperatura de operación. Sin embargo, el rango de temperatura de operación que incide en la corrosión solo varia entre 23% y 37%. La alta incidencia de craqueo ocurre entre los 65º- 93°C (150 a 200°F) de temperatura de operación.


En general, la corrosión se incrementa con la concentración del H2S en fase acuosa.

La observación más notoria es el 17% de incidencia en recipientes a presión corroídos en servicio, los cuales contenían menos de 50 ppm/w H2S disuelto en agua.


En la tabla se listan los materiales más comunes (aceros) especificados por ASTM para la fabricación de recipientes a presión..

Aparentemente no existía correlación entre el índice de corrosión y las especificación del material de acero con que construían los platos usados en torres que estaban en servicio H2S en fase acuosa.

Fue evidente que la incidencia de corrosión en recipientes de ASTM A 53 y A 106, fuera más baja que en platos construidos de otro material.


La incidencia de corrosión para los recipientes a presión fabricados con platos de acero de los grados comúnmente seleccionados (con mínimo esfuerzo a la tensión) se listan a continuación. La incidencia de corrosión más baja fue experimentada en acero grado 60.

La incidencia de corrosión para los dos aceros más comunes encontrados en los platos son 29% para A 285 grade C, y 27% para A 516 grade 70. En la mayoría de los platos inspeccionados, la incidencia era altísima (36%) experimentado por recipientes a presión fabricados con ASTM A 515 grado 70.

3. Naturaleza y Extensión del Problema

La siguiente tabla, muestra la incidencia de corrosión para recipientes a presión con o sin tratamiento térmico después de la soldadura (PWHT).

La incidencia de corrosión para recipientes a presión con PWHT (25%) fue marginalmente menor que para recipientes a presión sin PWHT (30%). PWHT se esperaría que fuera beneficiosa para la resistencia a SSC, SOHIC, y ASCC.

3. Naturaleza y Extensión del Problema

Una fuerte correlación entre la incidencia a la corrosión y el ampollamiento por hidrógeno (hydrogen blistering) era evidente en los recipientes a presión. Los recipientes a presión con un historial de ampollamiento tenía cerca del doble de la incidencia (54%) con respecto a los recipientes a presión sin historial de ampollamiento (25%).


La presencia de reparaciones en juntas soldadas de recipientes a presión no parecían tener un efecto significativo en la incidencia de la corrosión. En la siguiente tabla se observa que los recipientes a presión con reparaciones en la soldadura superan marginalmente (30%) la incidencia de corrosión de los recipientes que no tienen reparaciones en las juntas soldadas (27%).


Los niveles de profundidad de una grieta por corrosión se muestra en la siguiente tabla. Solo un 38% de las grietas por corrosión experimentadas en recipientes a presión tienen una profundidad máxima menor a 3.18 mm (0.125 in.).

En cambio, más del 60% de las grietas experimentadas en recipientes a presión son de profundidad mayor a 3.18 mm (0.125 in.). Aproximadamente el 20% de las grietas son más profundas que9.53 mm (0.375 in.).


La penetración de la grieta, es una relación calculada por la división de la máxima profundidad de la grieta entre el espesor de pared del recipiente a presión. Cercano al 40% de las grietas experimentadas en recipientes a presión tienen una penetración por debajo al ¼ del espesor de pared.

Aproximadamente un 40% de los recipientes a presión agrietados experimentaron una penetración mayor a un ½ del espesor de pared.


A continuación, se muestra la disposición de los recipientes a presión que eran contentivos de grietas por corrosión. En 43% de los recipientes, las grietas fueron suficientemente poco profundas para ser descartados, no fue necesario la reparación con soldadura para restaurar la integridad del recipiente. Cerca al 38% requirió reparación con soldadura y un 19% fue reemplazado por no estar dentro de los parámetros para operar.


4. Inspección de 4. Inspección de Agrietamiento Agrietamiento

El objetivo de esta sección es proveer lineamientos sobre inspección de grietas por corrosión existentes en recipientes a presión de aceros al carbono ubicadas en refinerías petroleras con ambiente acuoso contentivo de H2S. Se enfatiza en esta sección en la inspección de soldaduras, incluye:

• Esfuerzos de costilla o circunferencial• Esfuerzos longitudinales

• Esfuerzos en boquillas soldadas

Además, incluye guías para dar prioridad a la inspección y determinar los intervalos para la misma, calificar el personal que inspecciona, la reexaminación de los procedimientos de los ensayos no destructivos (NDE), áreas de inspección, preparación de superficies, técnicas de inspección, criterios de aceptabilidad, reporte de los resultados, y reinspección.

La severidad del ambiente en los procesos es de suma importancia. Los recipientes a presión en los siguientes ambientes deben ser considerados mas susceptibles a HIC HIC, SOHIC, o blistering. Un proceso con temperatura entre la ambiental y los 150°C (300ºF), con:

Alta concentración de H2S (generalmente >2,000 ppmw) y pH por encima 7.8H2S (generalmente >50 ppmw) y pH por debajo a 5.0Presencia de Cianuro de Hidrogeno (HCN) o otro cianuro (generalmente >20 ppmw in la fase acuosaOtros ambientes con alto potencial de actividad con hidrogeno da como resultado corrosión acuosa.

Entre los métodos de inspección tenemos los NDE. Estos incluyen inspección visual (VT), ondas laterales, ondas longitudinales, difracción ultrasónica (UT), emisiones acústicas (AET), tintas penetrantes (PT), corrientes eddy (ET), partículas magnéticas húmedas o secas (MT), y particulas magneticas fluorescentes húmedas (WFMT). Los procedimientos de los NDE estan desarrollados en el Paragrafo 4.8.1 en acuerdo con la Sección V de ASME Boiler and Pressure Vessel Code (Ej., Articulo 5 para UT, Articulo 7 para MT).

4. Inspección de Agrietamiento

5.5. Reparación de grietas o Reparación de grietas o ampollas en recipientesampollas en recipientes

El objetivo de esta sección es proveer guías para la reparación de recipientes a presión de aceros al carbono que han experimentado cracking y/o blistering cuando se expone ambientes de H2S y agua. La desición del tipo de reparación y el procedimiento debe ser hecho por ingenieros e inspeccionado por personas calificadas para realizar esta evaluación. Todos los estándares para reparación deben ser como mínimo especificados en API 510 inspection code. Todo los procedimientos de soldadura, la calificación, y el desempeño del soldador debe ser en acuerdo con ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section IX.

El control de la reparación de la soldadura endurecida debe ser en acuerdo con la NACE Standard RP0472.

6. Mitigación y 6. Mitigación y Consideraciones de Consideraciones de

OperaciónOperación El objetivo de esta sección es limitar la cantidad de métodos que pueden ser empleados para disminuir la severidad de la corrosión por efecto del H2S en ambiente acuoso.

El uso de aditivos, como poli-sulfurados o otros inhibidores de corrosión, o el uso de agua para reducir las concentraciones bisulfuro de amoniaco y cianuro en fase acuosa, se ha mostrado para reducir la permeabilidad del hidrógeno en niveles de pH alcalinos. Poli-sulfuro provee una película resistente a la corrosión que convierte los cianuros en fase acuosa en tio-cianuros.

Los inhibidores de corrosión inyectados en una corriente de proceso puede reducir los efectos corrosivos en el sistema, el cual tiende a bajar la evolución catodica de los átomos de hidrógeno y por lo tanto baja el potencial de entrada del hidrógeno en el acero y subsecuentemente la formación the blistering y cracking. Los recubrimientos orgánicos o inorgánicos pueden ser usados como barrera en contra de la corrosión.

Sulfide Stress Cracking (SSC):Sulfide Stress Cracking (SSC):

Hydrogen BlisteringHydrogen Blistering

Hydrogen-Induced Hydrogen-Induced Cracking (HIC)Cracking (HIC)

Stress-Oriented Hydrogen-Stress-Oriented Hydrogen-Induced Cracking (SOHIC):Induced Cracking (SOHIC):

Alkaline Stress Corrosion Alkaline Stress Corrosion Cracking (ASCC):Cracking (ASCC):

BIOFILMS CORROSIVOS EN LA INDUSTRIA BIOFILMS CORROSIVOS EN LA INDUSTRIA PETROLERA BIOCORROCIONPETROLERA BIOCORROCION

CASO PEMEXCASO PEMEX

BiocorrosiónBiocorrosión

CONTENIDOCONTENIDO

ESPECIFICACION DEL CASO.ESPECIFICACION DEL CASO.

TIPO DE CORROSION.TIPO DE CORROSION.

CAUSAS DEL DAÑO.CAUSAS DEL DAÑO.

MATERIALES.MATERIALES.

OBJETIVOS A CUMPLIR EN EL PROYECTOOBJETIVOS A CUMPLIR EN EL PROYECTO

INTITUCIONES INVOLUCRADAS.INTITUCIONES INVOLUCRADAS.

ESPECIFICACION DEL CASOESPECIFICACION DEL CASO

ESPECIFICACION DEL CASO:ESPECIFICACION DEL CASO:

Se realizo un estudio multidisciplinario para Se realizo un estudio multidisciplinario para conocer los microorganismos y los procesos de corrosión conocer los microorganismos y los procesos de corrosión en las tuberías de PEMEX, basándose en las instalaciones en las tuberías de PEMEX, basándose en las instalaciones de una amplia red de estaciones de campo distribuidos en de una amplia red de estaciones de campo distribuidos en las zonas de mayor interés para la industria petrolera.las zonas de mayor interés para la industria petrolera.

TIPO DE CORROSION: TIPO DE CORROSION: BIOCORROSIONBIOCORROSION

La BIOCORROSIÓN es la corrosión La BIOCORROSIÓN es la corrosión causada por la presencia y/o actividad causada por la presencia y/o actividad metabólica de microorganismos sobre la metabólica de microorganismos sobre la superficie de un material, aquí un metal. Es superficie de un material, aquí un metal. Es un tipo de corrosión localizada que puede un tipo de corrosión localizada que puede dar origen a picaduras con un gran dar origen a picaduras con un gran velocidad de penetración velocidad de penetración

La La Figura 1. Muestra Picadura por Figura 1. Muestra Picadura por Biocorrosión Biocorrosión en el interior de un acueducto en el interior de un acueducto de la Industria Petrolerade la Industria Petrolera. Caso especifico . Caso especifico de PEMEX.de PEMEX.

Biofilms corrosivos en instalaciones Biofilms corrosivos en instalaciones petroleraspetroleras..

En el campo, la BIOCORROSIÓN En el campo, la BIOCORROSIÓN es siempre causada por los es siempre causada por los microorganismos en BIOFILMESmicroorganismos en BIOFILMESy no por microorganismosy no por microorganismosindividualesindividuales(Figura 2).(Figura 2).

BIOCORROSIONBIOCORROSION

Varios microorganismos están Varios microorganismos están envueltos, no en procesos de envueltos, no en procesos de deterioro de superficies siendo deterioro de superficies siendo las SRB (bacterias reductoras de las SRB (bacterias reductoras de sulfato) conocidas como un sulfato) conocidas como un grupo de microorganismos grupo de microorganismos responsable del os casos mas responsable del os casos mas graves de biocorrosion. graves de biocorrosion.

biofilmsbiofilms

Micrografías de Micrografías de productos de productos de corrosión corrosión formadoformado

En Tuberías, En Tuberías, obtenidas con un obtenidas con un microscopio microscopio electrónicoelectrónico

de barrido.de barrido.

CAUSAS DEL DAÑOCAUSAS DEL DAÑO

CAUSAS DEL DANOCAUSAS DEL DANO SE ORIGINAN POR MICROS ORGANISMOS EN LA PARTE SE ORIGINAN POR MICROS ORGANISMOS EN LA PARTE

INTERNA DEL MATERIAL POR RAZONES DE RESIDUOS INTERNA DEL MATERIAL POR RAZONES DE RESIDUOS LIQUIDOS QUE CREAN UN MEDIO BACTERIOPLOGICO LIQUIDOS QUE CREAN UN MEDIO BACTERIOPLOGICO CREANDO LA DESTRUCCION DEL MATERIAL.CREANDO LA DESTRUCCION DEL MATERIAL.

LOS ESTUDIOS REALIZADOS A LAS TUBERIAS LOS ESTUDIOS REALIZADOS A LAS TUBERIAS DETERMINARON BIOFILMS COROSIVOS EN LA DETERMINARON BIOFILMS COROSIVOS EN LA INDUSTRIA PETROLERA IDENTIFICANDO ELEMENTOS INDUSTRIA PETROLERA IDENTIFICANDO ELEMENTOS CLAVES PARA EL MONITOREO, CONTROL Y CLAVES PARA EL MONITOREO, CONTROL Y PREVENSION DEL CAMPO.PREVENSION DEL CAMPO.

MATERIALMATERIAL

MATERIALMATERIAL Metalurgia y aspectos mecánicos.Metalurgia y aspectos mecánicos. Se realizará un seguimiento tecnológico, a nivel mundial, Se realizará un seguimiento tecnológico, a nivel mundial,

de los nuevos aceros para tuberias, y se determinará su de los nuevos aceros para tuberias, y se determinará su factibilidad de uso para las condiciones de operación de factibilidad de uso para las condiciones de operación de PEMEX de los próximos 5-10 años.PEMEX de los próximos 5-10 años.

Se determinarán las características metalúrgicas de los Se determinarán las características metalúrgicas de los aceros avanzados ( composición de los elementos aleantes, aceros avanzados ( composición de los elementos aleantes, microestructuras y fases presentes, propiedades microestructuras y fases presentes, propiedades mecánicas, etc) mecánicas, etc)

Se imprementarán en los diferentes laboratorios las Se imprementarán en los diferentes laboratorios las pruebas para caracterizar el comportamiento “material-pruebas para caracterizar el comportamiento “material-ambiente- esfuerzos” de los aceros avanzados. ambiente- esfuerzos” de los aceros avanzados.

OBJETIVOS ACUPLIR EN EL OBJETIVOS ACUPLIR EN EL

PROYECTOPROYECTO Objetivos específicos:Objetivos específicos: Aislar, identificar y clasificar de microorganismos que causan Aislar, identificar y clasificar de microorganismos que causan

problemas de corrosión en Tuberías de PEMEX. problemas de corrosión en Tuberías de PEMEX. Determinar las velocidades de corrosión inducida por los Determinar las velocidades de corrosión inducida por los

microorganismos sobre aceros utilizados por PEMEX. microorganismos sobre aceros utilizados por PEMEX. Construir un mapa de corrosión microbiológica en la red de Construir un mapa de corrosión microbiológica en la red de

Tuberías de PEMEX en el Golfo de México.Tuberías de PEMEX en el Golfo de México. Identificación y selección de nuevos biocida inhibidores de la Identificación y selección de nuevos biocida inhibidores de la

corrosión microbiana. corrosión microbiana. Instalar laboratorios avanzados para el estudio del fenómeno de Instalar laboratorios avanzados para el estudio del fenómeno de

corrosión microbiológica: biotecnología, electroquímica y corrosión microbiológica: biotecnología, electroquímica y microscopía electrónica.microscopía electrónica.

. . OBJETIVOS ACUPLIR EN EL OBJETIVOS ACUPLIR EN EL

PROYECTOPROYECTO Localizar, identificar y clasificar Localizar, identificar y clasificar

fenómenos de corrosión provocados fenómenos de corrosión provocados por microorganismos en las Tuberías por microorganismos en las Tuberías y encontrar soluciones para minimizar y encontrar soluciones para minimizar las pérdidas.las pérdidas.

ESTRUCTURA CELULAR DE LAS BACTERIAS

OBJETIVOS ACUPLIR EN EL OBJETIVOS ACUPLIR EN EL PROYECTOPROYECTO

Velocidad de corrosión: Velocidad de corrosión: se determina por la se determina por la perdida de espesor de perdida de espesor de materiales: materiales:

MPY= 534*W/D*A*TMPY= 534*W/D*A*T Criterio de velocidad de Criterio de velocidad de

corrosión y satisfactorio corrosión y satisfactorio puede tolerar velocidad puede tolerar velocidad de corrosión mas de corrosión mas elevadas ejemplos: elevadas ejemplos: (tanques, tuberías (tanques, tuberías cuerpo de válvulas) de : cuerpo de válvulas) de : 0.0005 a 0,05 IPY(0,15 – 0.0005 a 0,05 IPY(0,15 – 1,5mm/año).1,5mm/año).

OBJETIVOS ACUPLIR EN EL OBJETIVOS ACUPLIR EN EL PROYECTOPROYECTO

Identificación y selección de nuevos biocida inhibidores de la Identificación y selección de nuevos biocida inhibidores de la corrosión microbiana.corrosión microbiana.

NORMAS NACE TMO 194-94( Pág. 7)NORMAS NACE TMO 194-94( Pág. 7)

Sección 5: Eficiencia de los biocida.Sección 5: Eficiencia de los biocida. 5.4.1 5.4.1 Los cupones o probetas para las pruebas de corrosión pueden ser Los cupones o probetas para las pruebas de corrosión pueden ser

usados para la determinación de la eficiencia del tratamiento contra bacterias. usados para la determinación de la eficiencia del tratamiento contra bacterias. Biolfilms basadas en muestra que deben ser removidas antes, durantes y Biolfilms basadas en muestra que deben ser removidas antes, durantes y después del tratamiento biocida, las bacterias sobre vivientes después de después del tratamiento biocida, las bacterias sobre vivientes después de pasar por la prueba de muerte deben ser expuestas a cualquier Biocida bajo pasar por la prueba de muerte deben ser expuestas a cualquier Biocida bajo condiciones estáticas o por flujo dinámico. condiciones estáticas o por flujo dinámico.

5.4.2 Muchos métodos diferentes son desarrollados bajo las pruebas de 5.4.2 Muchos métodos diferentes son desarrollados bajo las pruebas de efectividad biocida tales pruebas deben ser ampliamente usadas en el futuro efectividad biocida tales pruebas deben ser ampliamente usadas en el futuro pero no recomendadas a procedimientos simples en la actualidad.pero no recomendadas a procedimientos simples en la actualidad.

INSTITUCIONES INVOLUCRADASINSTITUCIONES INVOLUCRADAS

PEMEX creo un programa de investigación y desarrollo PEMEX creo un programa de investigación y desarrollo tecnológico que tiene como objeto generar tecnológico que tiene como objeto generar conocimiento que contribuya a incrementar la vida útil conocimiento que contribuya a incrementar la vida útil de 40 a 50 años de las tuberías existentes.de 40 a 50 años de las tuberías existentes.

La creación del centro de excelencia en tuberías con La creación del centro de excelencia en tuberías con capacidad de investigación y entrenamiento, siendo capacidad de investigación y entrenamiento, siendo este el resultado de la alianza entre la universidad este el resultado de la alianza entre la universidad nacional autónoma de México, el grupo industrial nacional autónoma de México, el grupo industrial Batelle. Proporcionando soporte técnico sólido para la Batelle. Proporcionando soporte técnico sólido para la integridad de tuberías, calibración de equipos e integridad de tuberías, calibración de equipos e instrumentosinstrumentos

corrosion en la industria de los hidrocarburos

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