REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA CENTRO DE ESTUDIOS DE CORROSIÓN CEC-LUZ Profa. Marianela Fernández Maracaibo, Junio de 2011
Introducción a la corrosión Tipos de corrosión Perforación y extracción de crudo y/o gas Introducción a la corrosión en la Industria Petrolera Corrosión por CO 2 Corrosión por H 2 S Corrosión Microbiológica
Patrones de Flujo Tuberías Horizontales Tuberías Verticales Métodos de Control de Corrosión Inhibidores Deshidratación Endulzamiento Técnicas de Monitoreo de Corrosión Electroquímicas No Electroquímicas Normas y prácticas recomendadas
Los efectos de la corrosión sobre instalaciones y equipos industriales produce anualmente pérdidas que llegan a cifras muy importantes: en los países industrializados se ha valorado en el 3% del PBI. Este porcentaje puede tomarse sobre la valoración equivalente de la industria petrolera y del gas para llegar a una cuantificación aproximada de sus efectos económicos. De todas las fallas que ocurren en las operaciones de la industria del gas y del petróleo la más importante es la corrosión con el 33% de los casos.
FALLAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA TIPOS DE FALLAS % Corrosión 33 Fatiga 18 Daño Mecánico 14 Fractura Frágil 9 Defecto de Fabricación 9 Defectos de Soldadura 7 Otros 10
En tuberías que transportan gas natural y/o crudo Corrosión por CO 2 Dulce 28 % de las fallas Ácida Corrosión por H 2 S 18 % de las fallas
TIPOS DE FALLAS % Por CO 2 28 Por H 2 S 18 En Soldaduras 18 Picaduras 12 Corrosión-Erosión 9 Galvánica 6 Espacios Confinados 3 Impacto 3 Corrosión bajo Tensión 3
A nivel mundial, el 63 % de las fallas en las tuberías de transporte de Gas Natural y/o Crudo es causado por corrosión. 50 % Corrosión interna 13 % Corrosión externa En la industria petrolera venezolana los costos por corrosión anuales están en el orden de 120 millones de dólares.
La corrosión interna en las tuberías depende fundamentalmente de: Presencia de Agua Sales Dióxido de Carbono (CO 2 ) Sulfuro de hidrógeno (H 2 S). Oxígeno Bacterias
La presencia de Agua es el factor desencadenante de los daños por corrosión en las tuberías de flujo. Directamente del yacimiento Condensación en la línea. H 2 S CO 2
El proceso de explotación, producción y transporte del petróleo y gas natural involucra las siguientes actividades: Perforación Producción del yacimiento Manejo en superficie Transporte
Los problemas asociados con los sistemas de extracción, transporte y procesamiento de petróleo y gas son: Corrosión Incrustaciones Depósitos Formación de Espuma
PERFORACIÓN Las actividades asociadas a la perforación de un pozo generan una Degradación de los materiales debido a diferentes procesos: Erosión Abrasión Fatiga Corrosión Como controlar la corrosión?
PRODUCCIÓN Una vez terminado el pozo se encuentra diferentes fases Crudo H 2 O Gas Y además si el gas contiene CO 2 y H 2 S y la fase acuosa esta presente existirá un alto potencial en Corrosión
El CO 2 y el H 2 S son las especies corrosivas más importantes y contra las cuales es necesario emplear diversos métodos para el control de corrosión. El CO 2 y el H 2 S son especies químicas que están en equilibrio con las tres fases petróleo, agua y gas por lo que las cantidades de CO 2 y H 2 S en cada fase están relacionadas pero con concentraciones diferentes dadas por las solubilidades correspondientes a cada fase.
MEDIO CORROSIVO La corrosión por CO 2 involucra una serie del reacciones: 1.- Inicialmente el CO 2 debe hidratarse mediante la reacción con el agua para producir ácido carbónico (H 2 CO 3 ). CO 2 + H 2 O H 2 CO 3 El ácido obtenido sufre una doble disociación dando lugar a la formación de iones carbonato y bicarbonato. H 2 CO 3 H + + HCO - 3 HCO - 3 H+ + CO = 3 2.- Posteriormente ocurre el transporte de masa desde la solución hacia la superficie del metal. H 2 CO 3 (sol.) H 2 CO 3 (ads.) HCO -3 (sol.) HCO -3 (ads.) H + (sol.) H + (ads.)
MEDIO CORROSIVO 3.- Esta etapa comprende la ocurrencia de las reacciones electroquímicas en la superficie del metal. Reacción Catódica: Comprende la reacción de reducción de los iones disociados H +. 2H 2 CO 3 + 2e - H 2 + 2HCO - 3 2HCO - 3 + 2e- H 2 + 2CO = 3 2H + + 2e - H 2 Reacción Anódica: Esta representada por la reacción de oxidación del hierro. Fe Fe ++ + 2e - 4.- En esta etapa las especies disueltas se combinan para formar carbonato de hierro (FeCO 3 ). Fe ++ + CO = 3 Fe CO 3
Condiciones que favorecen la formación de la capa protectora de carbonato de hierro: Disminución de la turbulencia Incremento de la temperatura Incremento del ph
Por efecto del contenido de CO 2 el agua se vuelve ácida, dependiendo el ph de la presión parcial y de la concentración de sales disueltas, en particular CO 3 Ca. CO 2 Ácido Carbónico + + Agua Fe Carbonato de Hierro En los sistemas donde esta presente el CO 2 la corrosión puede o no ser controlada dependiendo de la deposición y retención de la capa protectora de carbonato de hierro.
Criterios de corrosividad del pozo en base a la presión parcial de CO 2 (The Rule of Thumb)* : 1. Señala que si ésta es menor de 7 psi el pozo no es corrosivo. 2. Si se sitúa entre 7 y 30 psi la corrosión es posible 3. Si es mayor que 30 psi se puede asegurar que el pozo es corrosivo 4. Por encima de 100 psi se recomienda el uso de aleaciones especiales, ya que se espera corrosión severa. * American Petroleum Institute (API) en 1950
Etapas de la Corrosión por Dióxido de Carbono Precipitación capa porosa Remoción de los cristales por el paso del fluido, Formación de capas de corrosión Ataques severos localizados
TIPOS BÁSICOS DE CORROSIÓN POR CO 2 Tipo I: Corrosión General La disolución del hierro no es muy alta La pequeña cantidad de carbonato de hierro formada en la superficie del metal, tiene poca capacidad de adhesión y es fácilmente eliminada por el paso del fluido.
TIPOS BÁSICOS DE CORROSIÓN POR CO 2 Tipo II: Ataque en forma de picaduras. Se produce la mayor tasa de corrosión. El crecimiento de cristales de carbonato de hierro sobre la superficie del metal ocurre de forma lenta, heterogénea y porosa
TIPOS BÁSICOS DE CORROSIÓN POR CO 2 Tipo III: La velocidad de corrosión disminuye debido a la formación de una capa delgada, compacta y adherente. La velocidad de disolución del hierro y de formación del carbonato de hierro es elevada, de forma tal que la nucleación de los cristales de carbonato de hierro en la superficie del metal es rápida y uniforme.
CO 2 Attack Honeycomb Pattern
CO 2 Attack Honeycomb Pattern
CO 2 Pitting Corrosion
Tubing Perforated by CO 2 Corrosion
Wormhole Attack, CO2
Mesa Ataque, CO2
FACTORES METALÚRGICOS 1. Para pozos se considera el uso de aceros al carbono, aleaciones de alto contenido de cromo (13% Cr, 22% Cr, 25% Cr o tipo Duplex) tuberías bimetalica, sartas mixtas(aleación/acero al carbono) y inhibidores de corrosión 2. Las conexiones para la tubería de producción deben ser del tipo de perfil interno continuo para reducir turbulencia. 3. Para equipos de superficie se recomienda utilizar componentes compatibles con la tubería de producción, los cuales pueden ser fabricados con recubrimientos metálicos (cladding) ó con aleaciones de cromo. Adicionalmente. seleccionar sellos metal/metal y válvulas de choque con insertos de carburo de tungsteno para reducir la erosión.
FACTORES METALÚRGICOS 4. En las líneas de transmisión lo usual desde el punto de vista económico es la selección de aceros al carbono. En dicho caso, se debe diseñar la tubería con un sobre espesor por corrosión y un diámetro tal que reduzca la erosión; así mismo, se deben considerar otras alternativas tales como: Uso de inhibidores de corrosión, deshidratación del gas y/o uso de tubería con recubrimiento metálico. El diseño de la soldadura entre tubos debe ser tal que no produzca turbulencia.
CALCULO DE LA VELOCIDAD DE CORROSIÓN POR CO 2 El modelo predictivo principal para la determinación de la corrosión por dióxido de carbono se basa en el empleo de la correlación de Waards y Milliams, la misma permite estimar velocidades de corrosión a partir de parámetros operacionales: logvcorr 5.8 1710/ T 0.67log( PpCO 2) Donde: Vcorr = Velocidad de corrosión en mm/año PpCO 2 = Presión parcial del CO 2 en bar T = Temperatura en K
Esta correlación fue corregida y esta basada principalmente en la influencia de la velocidad del fluido para este tipo de corrosión. Vcorr ( VmtVrFcFsFcr)/( Vmt VrFc ) Donde: Vcorr: Velocidad de corrosión en mm/año Vmt: Velocidad de corrosión controlada por transferencia de masa (mm/año) Fr: Factor de corrección por formación de capa de FeCO 3, o factor de escama Vr: Velocidad de corrosión controlada por la reacción (mm/año) Fc: Factor de corrección por el contenido de carbono en el acero Fcr: Factor de corrección por el contenido de cromo en el acero
Rehervidor de amina E-209 A/B ubicado en el Sistema de Regeneración de amina de la Planta LGN II
Lado tubo: Vapor a 45 psig y 300 F Lado carcasa: UCARSOL CR-422 a 12 psig y 252 F Carga ácida: Variable entre 0,04 y 0,14 mol CO 2 / mol de amina
Corrosión por CO 2 en los Tubos
Corrosión por Picadura Corrosión por H 2 S Corrosión bajo tensión por H 2 S
FACTORES QUE FAVORECEN LA CORROSIÓN POR H 2 S Concentración de H 2 S Contenido de agua libre ph del medio Temperatura
MECANISMOS DE LA CORROSIÓN POR H 2 S La reacción que ocurre es la siguiente: Fe + H 2 S FeS + 2H Esta reacción es el resultado de la reacción del sulfuro de hidrógeno disuelto en agua, el cual sufre una doble disociación, formando primeramente iones hidrosulfuros (HS - ) y luego iones sulfuro (S = ). H 2 S + H 2 O + e - HS - + H 2 O HS - + H 2 O + e - H + + S = + HS - + H 2 O Así como de la reacción de oxidación del hierro en forma de iones ferrosos (Fe ++ ) Fe Fe ++ + 2e - El azufre proveniente del sulfuro de hidrógeno se combina con el hierro para formar sulfuro de hierro, el cual se deposita sobre la superficie del metal. Fe ++ + 2e - + 2H + + S = FeS + 2H
FORMAS DE ATAQUE DE LA CORROSIÓN POR H 2 S CORROSIÓN POR PICADURAS: La presencia de sulfuro de hidrogeno se caracteriza por la pérdida del metal y la presencia de picaduras. El sulfuro de hierro formado generalmente no constituye una capa protectora y es usualmente catódico frente a la superficie metálica El oxígeno incrementa la velocidad de corrosión, el mismo actúa como despolarizante catódico, reacciona con el sulfuro de hierro y forma azufre elemental Corrosión por H 2 S en Varillas de bombeo Las picaduras formadas durante la corrosión por sulfuro de hidrógeno son generalmente pequeñas, redondas y el ángulo formado en el fondo del hoyo incrementa la tensión en el material.
Compuestos formados en base a la presión parcial de H 2 S: Un criterio basado en las presiones parciales de H 2 S, para los tipos de compuestos formados indica que por debajo de 0,689 Kpa (0,1 psi) se forma principalmente Pirita y Triolita ambos protectores. A presiones superiores a este valor, se forma Kansita un compuesto imperfecto que permite la difusión del Fe ++ Uno de los parámetros que determina la formación de estos compuestos es el ph de la solución: @ ph 3 a 4 ó ph>9 Pirita (FeS 2 ) y Triolita (FeS) @ ph 4 a 6.3 ó ph 8.8 a 10 Kansita (Fe 9 S 8 ) (predominante), Pirita y Triolita @ PH 6.6 a 8.4 Kansita (no protector)
Daño mecánico causado por la presencia de hidrógeno atómico o por una interacción con hidrógeno dentro del metal. Ampolladuras Descarburización Fragilización Ataque por hidrógeno Una fuente externa (Reacción catódica). Humedad en gases calientes. Hidrocarburos. Protección catódica y electroplaqueado.
AGRIETAMIENTO POR PRECIPITACIÓN DE HIDRÓGENO INTERNO Ocurre debido a que el hidrógeno molecular precipita dentro de los microporos o inclusiones del material y debido a que estas regiones están fragilizadas por el hidrógeno se ve favorecida la formación de ampollas o grietas escalonadas en la superficie del acero por la presión que este ejerce. En las soldaduras específicamente en el área afectada por el calor las grietas generadas se dirigen paralelas a las líneas de fusión Grietas
Formación de hidrógeno (H 2 ) en una microgrieta.
Fragilización El hidrógeno no siempre causa efectos visibles como: grietas o ampollas, pero H disuelto produce pérdida de ductilidad. Pérdida de ductilidad en base al contenido de hidrógeno, ocurre sobre todo en los aceros comunes, aceros inoxidable, de base Ni, Al, Ti donde se observa un decrecimiento importante en la capacidad de deformación.
Mecanismo: Las aleaciones a nivel de alta resistencia son las más susceptibles. Corrosión pronunciada a niveles altos de H. Puede formar hidruros internamente (Ti, Mo, Cb, V, Ta)
Control: Efectuar un recocido para reducir la cantidad de hidrógeno disuelto. Usar inhibidores de corrosión. Realizar soldaduras apropiadas. Usar aceros limpios para evitar huecos (para ampolladuras) Remover sulfuros, compuestos de arsénico, cianuros y fósforo. Selección de materiales (aceros inoxidables).
CORROSIÓN BAJO TENSIÓN EN PRESENCIA DE SULFUROS (SSC): 1. Para que ocurra este tipo de corrosión el material debe estar sometido a esfuerzos cercanos al punto de cedencia 2. Debe contener H 2 S 3. Así como el ph debe ser ácido 4. Por otro lado la presión parcial debe ser mayor a 0,0334 Kpa (0,05 psia) 5. La dureza debe ser mayor de 22 Rc Efectos de la Concentración de sulfuro de hidrógeno para aceros de alta resistencia en la ocurrencia del SSC
Descarburización Los gases de combustión o atmósferas protectoras para tratamientos calóricos a menudo H 2 ó H 2 O. Reacciona: 2H 2 + Fe 3 C CH 4 + Fe
Descarburización Es una forma de daño por hidrógeno a altas temperaturas que ocurre en acero al carbono y en acero de bajas aleación. El hidrógeno penetra en el acero y reacciona con el carbono, proceso denominado Descarburización para formar gas Metano. Este fenómeno es dependiente de las temperaturas, generalmente ocurre por encima de 200ºC.
AGRIETAMIENTO INDUCIDO POR HIDRÓGENO: Ampollamiento de la superficie metálica Tubo deformado plásticamente por causa del hidrógeno (aceros de baja resistencia)
Características que diferencian la morfología del ataque originado por la presencia de sulfuro y fragilización por hidrógeno. Dirección de la grieta Tensión aplicada Resistencia del material Agrietamiento inducido por hidrógeno Depende de la microestructura No tiene efectos Se presenta fundamentalmente en aceros de baja resistencia Corrosión bajo tensión en presencia de sulfuros Perpendicular a la tensión Afecta críticamente Ocurre principalmente en aceros de alta resistencia Localización Del área interna a la externa En cualquier sitio Ambiente Condiciones altamente corrosivas, cantidades apreciables de hidrógeno en el ambiente. Puede ocurrir en ambientes dulces de corrosividad media.
CORROSIÓN POR EFECTO COMBINADO DE DIOXIDO DE CARBONO, SULFURO DE HIDRÓGENO Y OTROS FACTORES Concentración H 2 S Tipo I (60 C) Tipo II (100 C) Tipo III (150 C) Efecto de la temperatura y la Sin H2S o < 3,3 ppm Fe 2+ FeCO 3 Fe 2+ FeCO 3 FeCO 3 concentración del H 2 S en el mecanismo de corrosión por 33 ppm Fe 2+ FeCO 3 FeS FeS Fe 2+ FeS FeCO 3 CO 2 FeS FeCO 3 FeCO 3 >330 ppm Fe 2+ Fe 2+ FeS FeCO 3 FeS FeS FeS
DETERMINACIÓN DEL TIPO DE CORROSIÓN PREDOMINANTE Uno de los indicadores del mecanismo de corrosión que tenemos presente es la relación entre las presiones parciales de CO 2 y H 2 S. p CO 2 p H 2 S > 200 Corrosión por Dióxido de carbono p CO 2 p H 2 S < 200 Corrosión por Sulfuro de Hidrógeno A diferencia del CO 2, el H 2 S a bajas temperaturas (<60 C), puede promover la formación de una capa de sulfuro de hierro.
DETERMINACIÓN DE LA SUSCEPTIBILIDAD A CORROSIÓN POR H 2 S Se emplea la norma NACE MRO 175-98 para determinar la susceptibilidad del material a sufrir daño por sulfuro de hidrógeno al ser expuesto a un ambiento ácido, es decir que contenga agua libre y H 2 S en cantidades por encima de 0,05 psi de su presión parcial. Por otro lado la norma indica que la dureza del material debe ser mayor de 22 Rc para que el material se considere susceptible a la corrosión bajo tensión en presencia de sulfuros.
CORROSIVIDAD DEL H 2 S SOBRE EL ACERO AL CARBONO DE BAJA ALEACIÓN En el caso del H 2 S, considerando concentraciones en gas del 1% y 60 bar en pozo, la Presión parcial de 0,6 bar puede significar régimen de transición o Sour Service dependiendo del ph que también estará influido por la concentración de CO 3 Ca.
Finalmente, debemos recordar que el efecto del H 2 S sobre acero al carbono de baja aleación depende del nivel de tensión de fluencia del acero en cuestión. Por encima de los 90.000psi de tensión de fluencia el efecto será el de SSC (sulphide stress cracking), es decir, el H atómico que penetra en la red cristalina del acero genera fragilización y puede llevar a fracturas catastróficas. A tensiones de fluencia menores los problemas estarán más ligados al HIC (hidrogen induced cracking) que se relaciona con el tamaño y forma de las inclusiones no metálicas en el acero.
Hydrogen Sulfide (H 2 S) Corrosion
H 2 S Attack
FeS Crystals
H 2 S Attack on Sucker Rods
H 2 S Attack on Sucker Rods Followed by Corrosion Fatigue Break
Sulfide Stress Cracking
A Failure Due to Sulfide Stress Cracking of Casing Collar
Hydrogen Embrittlement of a Drill Collar
PROBLEMAS ASOCIADOS CON LA CORROSIÓN POR CO 2 Y H 2 S Corrosión en las operaciones de perforación: Frecuentemente los problemas de corrosión están asociados a los fluidos de perforación base agua. Disminución del ph del lodo Floculación del lodo Pérdida de las propiedades reológicas del lodo Putrefacción del lodo En el tubing pueden presentarse problemas como: Taponamiento por presencia de hidratos o incrustaciones Corrosión por picaduras Corrosión galvánica en aquellas áreas donde se utilicen diferentes materiales como es el caso de las áreas de condensación de agua proveniente de la formación.
PROBLEMAS ASOCIADOS CON LA CORROSIÓN POR CO 2 Y H 2 S Otro problema asociado con la presencia de Dióxido de Carbono y Sulfuro de Hidrógeno es la formación de hidratos en tuberías y equipos que operen a temperaturas y presiones que favorezcan la formación de estos compuestos. La formación de Hidratos origina: Altas presiones de bombeo. Obstrucciones de pozos productores y líneas. Pérdida de eficiencia de equipos de transferencia de calor. Fallas de equipos. Corrosión bajo depósitos.
FORMACIÓN DE HIDRATOS Los hidratos de gas natural son sustancias sólidas en forma de cristales de color blanco formadas cuando el agua líquida y algunos hidrocarburos ligeros, principalmente C1 (metano), C2 (etano), C3 (propano), se combinan físicamente bajo ciertas condiciones de presión y temperatura. Altas presiones y bajas temperaturas favorecen la formación de hidratos de gas natural pudiéndose formar aún a temperaturas superiores a la del congelamiento del agua. Presencia de agua líquida, por tal motivo el contenido de agua en un gas natural debe ser disminuido a valores tales que en ningún lugar del sistema se alcance el punto de rocío especialmente con gases que contengan CO 2 ó H 2 S que formarán ácido con agua condensada.
FORMACIÓN DE HIDRATOS Medios de agitación del agua y gas. La turbulencia, alta velocidad de flujo, presión pulsante, agitación, inducen la formación de los primeros cristales de hidrato y una vez que esto ocurre el fenómeno de cristalización se hace más rápido. La temperatura a la cual comenzará la formación de hidratos se obtiene de gráficos construidos en base a datos experimentales para una presión especificada y un gas cuya densidad conocemos. La temperatura de formación de hidratos será mayor a medida que aumente la densidad del gas. Una vez formado el hidrato no queda alternativa que disminuir la presión para producir su disolución ocasionando la pérdida de gas que es venteado a la atmósfera. La desaparición de hidratos puede demorar y ser difícil de alcanzar. Cristales macroscópicos permanecen por grandes periodos luego que los hidratos han desaparecido.
FORMACIÓN DE HIDRATOS
Producción primaria El ataque se presenta en forma picaduras y se incrementa con la presencia de oxigeno. En el balancín el daño por corrosión en presencia de dioxido de carbono se presenta frecuentemente en el vástago y se agrava por la continua acción de compresión-extensión que sufre el mismo, así como por la constante abrasión a la que este es sometido.
LÍNEAS DE TRANSPORTE Para sistemas de gas húmedo con bajas velocidades de flujo, comprendidas entre 0 y 4,5 m/s, existen mayores posibilidades de un ataque corrosivo localizado. En los sistemas de gas con velocidades de flujo moderadas ubicadas en el rango de 4,5 a 7,5 m/s, el agua se presenta en flujos continuos a lo largo del fondo de la tubería y atomizada en el resto de la línea, con lo que se obtienen diferentes grados y tipos de ataque corrosivo, siendo más severo en el fondo de la línea (ataque localizado). A velocidades altas, superiores a los 7,5 m/s el agua se encuentra atomizada en toda la superficie interna de la línea de gas por lo que en general y dependiendo del contenido de agua, ocurre un ataque general de moderada intensidad.
Los patrones de flujo son las distintas configuraciones que forman dos o más fases al fluir juntas por un conducto. Estos han sido estudiados tanto teórica como experimentalmente con el objeto de explicar sus ventajas y desventajas en el transporte de crudos.
En este caso los patrones de flujo se correlacionan empíricamente como funciones de las velocidades de flujo y las propiedades del mismo (viscosidad, densidad, tensión superficial).
Flujo de Burbujas o Espuma En este tipo de flujo las burbujas de gas se encuentran dispersas en el líquido, ocurren velocidades superficiales de 1,5 a 4,5 m/s y las velocidades superficiales del gas van de 0,3 a 3 m/s
Flujo en forma de Tapón En este tipo de flujo se registran tapones alternos de líquido y gas que se desplazan a lo largo de la parte superior de la tubería, ocurre a velocidades superficiales inferiores a 0,6 m/s y velocidades superficiales del gas menores de 0,9 m/s.
Flujo Estratificado En este modelo, el líquido fluye a lo largo de la base de la tubería y el gas lo hace sobre una entrecara suave líquido-gas, se produce con velocidades superficiales del líquido menores de 0,15 m/s y con velocidades superficiales de gases que van más o menos de 0,6 a 3 m/s.
Flujo Ondular Este patrón es similar al estratificado, excepto que la entrecara tiene ondas que se desplazan en la dirección del flujo. Esto ocurre a velocidades superficiales del líquido menores a 0,3 m/s y velocidades del gas de 4,5 m/s aproximadamente.
Flujo Slug El patrón de flujo Slug se caracteriza por largas burbujas, con diferentes tamaños y velocidades (denominadas burbujas de Taylor), elevándose de manera fortuita a través de un fluido líquido, el cual es subdividido en compartimientos de longitudes inconstantes.
Flujo Anular En este patrón, el líquido fluye como una película en torno a la pared interna de la tubería y el gas fluye como si fuera el núcleo. Además existe una porción del líquido que es arrastrada en forma de rocío por el núcleo central de gas. Este tipo de flujo se presenta para velocidades superficiales del gas, mayores a 6 m/s aproximadamente.
Rocío o Flujo Disperso En este modelo, casi todo el líquido es arrastrado por el gas en forma de gotas finisimas, ocurre probablemente a velocidades superficiales de gas, mayores de 60 m/s.
Diagrama para Sistema Bifásico Gas/Agua
Patrón de Flujo Ubicación del agua libre Turbulencia del Agua Tipo de Corrosión Bifásico Gas/Agua Flujo Estratificado Inferior Estancada a Laminar Corrosión bajo depósitos Picadura del AISI Flujo Slug Mayormente inferior, mezcla Muy turbulenta Corrosión inducida por Flujo Flujo Anular Circunferencial Turbulenta Corrosión inducida por Flujo Bifásico Hidrocarburo/Agua Flujo Segregado Inferior Estancada a Laminar Corrosión bajo depósitos Picadura del AISI Flujo Mezclado Mayormente inferior, mezcla Laminar a Turbulenta Corrosión bajo depósitos Flujo Disperso Mezcla Turbulenta Corrosión inducida por Flujo Trifásico Gas/Hidrocarburo/Agua Flujo Estratificado Inferior, separado Estancada a Laminar Corrosión bajo depósitos Picadura del AISI Flujo Slug Mayormente inferior, mezcla Muy turbulenta Corrosión inducida por Flujo Flujo Anular Circunferencial Posiblemente Turbulento Corrosión inducida por Flujo
PATRONES DE FLUJO EN TUBERÍAS VERTICALES
Efectos del Patrón de Flujo Los daños por corrosión se presentan donde los patrones de flujo son interrumpidos o modificados, pues se rompe el equilibrio hidrodinámico del fluido, incrementando la velocidad de corrosión en zonas cercanas a la perturbación: Soldaduras. Cambios de diámetro. Picaduras ya existentes. Placas orificios. T, codos, U, etc.
CORROSIÓN Y PATRONES DE FLUJO Los problemas de corrosión que generalmente se presentan son: Corrosión por Picaduras Corrosión Generalizada
Métodos para disminuir los efectos de los patrones de flujo Minimizar la turbulencia. Utilizar aleaciones resistentes a la corrosión. Modificar el fluido. Minimizar las perturbaciones del flujo. Modificar regímenes de flujo.
MUCHAS GRACIAS POR SU ATENCIÓN