• Identificar los dispositivos de monitoreo y los análisis y pruebas de campo y de laboratorio existentes para muestreo/monitoreo de la corrosión.
• Explicar los fundamentos básicos asociados con las investigaciones de la corrosión.
• Describir las acciones requeridas durante la inspección visual y la conservación de los tubos y materiales de muestra.
Introducción
Pueden usarse las técnicas descritas en este capítulo para identificar la corrosividad, calcular una proporción de corrosión, determinar un mecanismo de corrosión, asegurar efectividad de un programa de control de corrosión y optimizar los costos del tratamiento químico. Se incluye una guía para la aplicación de estos métodos. Los métodos estudiados en este capítulo son el análisis de muestras de gas, líquido y lodo/sólido, la inspección de superficies expuestas, cupones de corrosión y las sondas electrónicas.
La interpretación de los resultados de la prueba debe considerar el historial del sistema, la exactitud de las pruebas, las limitaciones de las técnicas y los principios básicos de corrosión. En algunos casos será necesaria mayor evaluación, investigación, prueba y/o revisión de la literatura técnica para determinar si un ambiente es más o menos corrosivo de lo que parece en los datos.
Puede usarse el conocimiento de la composición química del gas y de los líquidos para predecir la corrosividad. Deben tomarse periódicamente muestras de gas y/o líquido de los tubos medidores, trampa de taco, filtros, tanques de separación y deshidratación, tubería y trampa de humedad de la estación de compresión y tanques de almacenamiento. Deben inspeccionarse las secciones de tubería expuestas durante los proyectos de rehabilitación de tubería y deben probarse en busca de daño por corrosión interna. Las muestras deben presentarse a un laboratorio para el análisis químico, y probarse en campo con los procedimientos descritos en este manual.
Gas
Las características del gas son un factor importante para determinar la corrosividad de un sistema de gas natural. Para que la corrosión ocurra a cualquier proporción significativa, se requiere un electrolito como agua líquida. Cuando el agua se condensa en la superficie para formar una fase líquida, la corrosión puede presentarse siempre y cuando existan también otras condiciones ambientales. Las condiciones ambientales que tienden a acelerar la corrosión incluyen las presiones parciales del oxígeno (O2), del dióxido de carbono (CO2) y del sulfuro de
hidrógeno (H2S).
Las normas de calidad del gas se establecen en parte para prevenir la corrosión interna. Sin embargo, la corrosividad del gas en la tubería no puede determinarse exclusivamente a partir de las normas. La experiencia industrial ha mostrado que el agua y las impurezas corrosivas pueden ingresar accidentalmente en la tubería o acumularse lentamente en puntos bajos (es decir, frente a planos inclinados) a pesar del monitoreo de la calidad del gas que obedece las normas de calidad. Además, el incumplimiento de las normas no necesariamente significa que el gas sea corrosivo. La identificación de gas corrosivo en una tubería se logra mediante el análisis de las condiciones de operación, el contenido de impurezas del gas, los datos de control, los esquemas de remediación y/o otras consideraciones.
En presencia de agua, la presión parcial del CO2 y del H2S a la que ocurre la
corrosión depende de muchos factores. Sería demasiado simplista aplicar un criterio de presión parcial máxima del CO2/H2S sin considerar otros factores que
pueden incluir, entre otros, los siguientes: química del agua, características de flujo, química completa del gas, temperatura y criterio de vida del diseño. Además, la norma MR0175 de NACE indica que no se prevé agrietamiento por esfuerzo de sulfuro a presiones parciales del H2S de menos de 0.05 psia.
Los valores de la composición del gas obtenidos de un punto de muestreo en un lugar pueden considerarse representativos de la corriente de gas en cualquier otro lugar en el tramo de la tubería siempre y cuando no esté presente ninguna fuente de gas adicional entre los dos lugares. Los datos incluidos en un análisis de composición del gas para propósitos de la corrosión consideran por lo general las siguientes mediciones:
• CO2
• H2S
• Agua • O2.
Los datos adicionales incluyen temperatura y presión; considere los factores que afectan estas propiedades cuando determine qué tan apropiadamente un punto de muestreo representa otros puntos.
El contenido de CO2 normalmente se determina enviando una muestra del gas a
un laboratorio químico (para el análisis por cromatografía de gases). El contenido de agua (punto de rocío) y el contenido de H2S por lo general son mediciones en
sitio (campo); la temperatura y la presión se registran en sitio.
El H2S se mide usando un tubo de tintura o medidor electrónico (la Sección 2 del
Manual de Laboratorio de Investigación de Campo contiene fotografías y
procedimientos). El tubo de tintura se llena con una substancia porosa que se cubre con un químico que reacciona al H2S para formar un color café. Una
cantidad medida de gas se pasa a través del tubo y la lectura a la que el color café se detiene en el tubo es la concentración de H2S en partes por millón (ppm).
También existe instrumentación electrónica que proporciona una lectura directa del contenido de H2S presente en el gas.
El contenido de agua del gas es importante porque determina el nivel de saturación, y el gas completamente saturado condensará el agua que puede fomentar la corrosión. El contenido de agua puede medirse con un tubo de tintura (el químico en un tubo de tintura con contenido de agua reacciona con el agua para formar un color púrpura), o puede medirse usando un medidor electrónico. Ambos procedimientos de prueba dan resultados del contenido de agua en libras por millón de pies cúbicos estándar (lbs. /MMSCF). Si el contenido de agua del gas es demasiado alto a una presión y temperatura dadas, el gas se saturará y el agua libre se condensará. Recuerde que el agua líquida puede existir potencialmente en una tubería a pesar de que una medición indique gas no saturado, porque una medición del gas representa un periodo corto de tiempo, y el agua líquida anterior quizás no se evaporó o quizás salió de la línea. Además, la presencia de sólidos higroscópicos (es decir, que atraen el agua) puede ocasionar condensación en ambientes donde el gas no está completamente saturado con agua.
La presión del gas en la tubería se lee con un medidor de presión o con un dispositivo electrónico que miden la presión ejercida en la pared interior del tubo. La presión se usa para calcular la presión parcial del CO2 después de que el
porcentaje de CO2 (% mol. CO2) se determina por cromatografía de gases (véase
la sección de corrosión por CO2 en el Capítulo 1 para detalles sobre cálculo de la
presión parcial del CO2). La presión parcial del H2S se calcula de manera similar
después que una lectura del H2S en ppm se convierte a porcentaje. Además, se
usan la presión y la temperatura para determinar el nivel de saturación de agua en el gas.
Para asegurar la exactitud del análisis del gas, son importantes los procedimientos apropiados de muestreo del gas para evitar que interfieran los factores externos. Tales factores podrían dar datos sin fundamento. Se proporcionan detalles de estos procedimientos en la Sección 2 del Manual de Laboratorio de Investigación
de Campo en este curso.
Los datos del muestreo del gas típicamente se registran en un formato o banco de datos para recuperación y comparación con valores futuros.
En muchos sistemas, el muestreo y el análisis del gas generalmente se realiza en una base rutinaria. Note que el análisis del gas por sí mismo no se usa para determinar la corrosividad; a menudo se requiere mayor monitoreo (ej., cupones, sondas, etc.) basado en las mediciones de los niveles significativos de CO2 y/o
H2S, sobre todo si el gas está húmedo.
Líquidos
Los líquidos acuosos y/o de hidrocarburo (orgánico) pueden estar presentes en tuberías e instalaciones de gas natural, y son comunes en instalaciones de producción (es decir, líneas de recolección) y en instalaciones de campo de almacenamiento. Debido a que la corrosión requiere un electrolito, la ausencia de agua líquida indica ausencia de corrosión.
La información sobre la composición del líquido es útil para calcular la corrosividad, aunque se consideran más confiables (si se localizan apropiadamente) los datos provenientes de los dispositivos de monitoreo, como cupones de corrosión o sondas electrónicas, ya que son una medición más directa. Pueden usarse mediciones de líquido para predecir cambios en la corrosividad (o mecanismo de corrosión) que surgen de cambios en las condiciones del proceso (ej., la velocidad del flujo, la temperatura, presión, fracción de hidrocarburo, etc.). Además, la composición del líquido puede usarse para guiar la selección de químicos de tratamiento y aumentar el monitoreo de la corrosión a través de la identificación de productos de la corrosión. Por lo tanto, esta información tiene valor secundario.
Las pruebas de corrosión normalmente se realizan en la fase acuosa (agua) de una muestra de líquido. Ya que las muestras de líquido acuoso cambian con el tiempo en un recipiente de muestreo, el análisis en sitio debe realizarse sin retraso. La muestras que se conservarán más de 4 horas deben refrigerarse (a aproximadamente 4°C o 39°F) para reducir la actividad microbiana. Las muestras retenidas por más de 48 horas, aun en refrigeración, tendrán un valor cuestionable con respecto a la exactitud de pruebas en sitio.