ESCUELA MILITAR DE INGENIERAMCAL. ANTONIO JOS DE SUCRE BOLIVIA

PRODUCCION PETROLERA

CORROSIN

CRISTHIAN Y. ESCOBAR MENDEZ S 3168-2HANS S. REYNOLDS FERNANDEZ S3197-6

SANTA CRUZ 2013

ESCUELA MILITAR DE INGENIERAMCAL. ANTONIO JOS DE SUCRE BOLIVIA

PRODUCCION PETROLERA

CORROSIN

CRISTHIAN Y. ESCOBAR MENDEZ S 3168-2HANS S. REYNOLDS FERNANDEZ S 3197-6

TRABAJO DE INVESTIGACION PARA EL SEXTO SEMESTRE DE INGENIERA PETROLERA

DOCENTE: Ing. Celestino Arenas INDICE

CAPITULO 1. GENERALIDADES41.1. INTRODUCCIN5CAPITULO 2. DESARROLLO62.1. DEFINICIN DE CORROSIN72.2. TIPOS DE CORROSIN122.2.1. Corrosin por CO2122.2.2. Tipos Basicos de Corrosin por CO2142.2.3. Corrosin por H2S152.3. FACTOR DE CORROSIN182.3.1. PH182.3.2. Componentes de Aluminio182.3.3. Sales Disueltas192.3.4. Presin y Temperatura192.3.5. Incrustaciones202.3.6. Gases Disueltos202.3.7. Oxigeno Disuelto202.3.8. Dioxido de Carbono212.3.9. Sulfuro de Hidrogeno232.4. CONTROL DE CORROSIN252.5. Productos de Control de Corrosin252.6. MEDIDAS DE LA CORROSIN322.6.1.Cupones de Corrosin322.6.2. Sondas372.7.FLUIDOS DE EMPAQUE37CAPITULO 3. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES393.1. RECOMENDACIONES403.2. CONCLUSIONES40BIBLIOGRAFIA

CAPTULO 1. GENERALIDADES5

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1.1. INTRODUCCIONCada ao, la corrosin le cuesta millones de dlares al campo petrolfero. Una gran porcin de estos costos se debe al reemplazo de los materiales de acero. Otros gastos incluyen el tiempo perdido en la perforacin debido a reparaciones de malos equipos, operaciones de pesca y viajes adicionales causados por fallas relacionadas con la corrosin. Muchos pozos tienen que ser perforados de nuevo debido a fallas de las tuberas de perforacin y de la tubera de revestimiento causadas por la corrosin.

No se pueden eliminar todos los problemas de corrosin causados por el fluido de perforacin, pero la mayora pueden ser controlados mediante diagnstico y tratamientos apropiados. La corrosin produce grandes fallas en la industria petrolera.

CAPTULO 2. DESARROLLO DEL TEMA2.1. DEFINICIONLa corrosin es el deterioro de una substancia (generalmente un metal) o de sus propiedades, causada por una reaccin con su ambiente. VerCorrosion Basics An Introduction, (Aspectos Fundamentales de laCorrosin Introduccin) NACE International.Aunque parezca que la corrosin ocurre sin distincin, en realidad cuatro componentes deben estar presentes para que el proceso de corrosin pueda ocurrir. Los cuatro componentes necesarios para la corrosin son: (1) un nodo, (2) un ctodo, (3) un electrolito y (4) un medio conductivo.

Para entender mejor estos cuatro componentes, comprelos a una linterna comn. La pila seca de la linterna utiliza la corrosin galvnica interna (corrosin causada por la conexin de materiales conductivos que tienen diferentes potenciales elctricos) para generar una energa elctrica externa.La pila seca tiene una envoltura de cinc (nodo) que est aislada de un centro de grafito o carbn (ctodo) por un electrlito corrosivo. Cuando la envoltura de cinc est elctricamente conectada al centro de carbn (grafito) a travs de la bombilla mediante un circuito elctrico externo, la corriente fluye, encendiendo la bombilla.

Componentes Equivalentes de la corrosin en la pilanodo ....................... Polo negativoCtodo ....................... Polo positivoElectrolito ................. Medio salino conductivoCircuito metlico ..... Circuito externo

Cuando se cierra el circuito, la corriente fluye del ctodo al nodo a travs del circuito de conexin y la bombilla. Dentro de la pila, la corriente fluye del nodo al ctodo a travs del electrolito. En cualquier celda de corrosin, la corrosin (prdida de metal) siempre ocurre en el nodo y la corriente fluye desde el nodo a travs del electrlito hacia el ctodo.En la pila seca, el cinc constituye el nodo, el carbn el ctodo y el electrlito se compone de cloruro de amonio y cloruro de cinc. Se mezcla una pequea cantidad de dixido de manganeso dentro de este electrlito para despolarizar el ctodo (eliminar el hidrgeno), permitiendo que la corriente siga fluyendo cuando se hace la conexin. El nodo de cinc se disuelve e ioniza en Zn2+, liberando dos electrones (2e-), lo cual causa el flujo de corriente.1. Reaccin en el nodo:Zn0 Zn2+ + 2e oxidacin2. Reaccin en el ctodo:2 H+ + 2e H2 reduccinUna reaccin de oxidacin similar ocurre con el hierro (Fe):Reaccin en el nodo: Fe0 Fe2+ + 2eDurante la corrosin de los metales, otras reacciones catdicas pueden suceder. Las siguientes deben ser consideradas:Reduccin de oxgeno:O2 + 4 H+ + 4e 2 H2O(soluciones cidas)Reduccin de oxgeno:O2 + 2 H2O + 4e 4 OH (soluciones naturales y alcalinas)Evolucin de hidrgeno2 H+ + 2e H2Reduccin de iones metlicosFe+3 + e Fe+2Deposicin de metal Cu2+ + 2e Cu0(cobre metlico)Para parar la corrosin en el ejemplo de la pila, se debe parar el flujo de corriente. Una manera de parar la reaccin es desconectando la bombilla, pero tambin se puede parar la corrosin interrumpiendo la reaccin andica o la reaccin catdica y aislando el electrlito o el circuito metlico.En las situaciones de fluidos de perforacin y completacin, los procesos de corrosin de tipo hmedo constituyen el mayor problema. La corrosin hmeda se caracteriza por dos reacciones que ocurren simultneamente, una en el nodo y la otra en el ctodo. Estas reacciones dependen totalmente la una de la otra.El proceso de corrosin puede ser controlado interrumpiendo cualquiera de estas reacciones.Con la tubera de perforacin, tubera de revestimiento, tubera de produccin, etc., la corrosin puede ocurrir de una manera similar a la de una pila. nodos y ctodos existen en la misma seccin de tubera y estn conectados a travs del metal. Cuando se coloca la tubera dentro de un medio conductivo (fluido de perforacin), puede producirse corrosin. La corrosin no puede ser totalmente parada en los fluidos base agua de perforacin, rehabilitacin y empaque, pero puede ser reducida a un nivel aceptable. Para parar completamente la corrosin, el fluido de perforacin debera ser totalmente no conductivo o la tubera debera estar totalmente aislada por una pelcula o un revestimiento protector (inhibidor de corrosin). Estas opciones no son prcticas en un ambiente hostil de perforacin. La velocidad de corrosin tambin puede ser reducida cambiando la metalurgia a una aleacin ms resistente a la corrosin u otra que no sea tan propensa al tipo de corrosin en particular que estn ocurriendo.La reaccin de corrosin en los fluidos de perforacin se puede entender analizando y visualizando las dos reacciones que ocurren, tal como estn ilustradas en la Figura 1. En el nodo, el hierro (Fe0) reacciona con el electrlito (se disuelve), se ioniza en Fe2+ y libera dos electrones (2e-):Reaccin andica:Fe0 Fe2+ + 2e(el hierro se disuelve)Fe2+ + 2(OH) Fe(OH)2(el hierro disuelto forma hidrxido de hierro)Los electrones fluyen a travs del metal hacia el ctodo, donde se producen dos reacciones, la primera de las cuales produce gas de hidrgeno:1ra reaccin catdica:2 H+ + 2e H2 (gas de hidrgeno)La segunda reaccin catdica involucra el oxgeno disuelto y se produce fcilmente en los fluidos de perforacin:2da reaccin catdica:O2 + 2 H2O + 4e 4 OHLa evolucin del hidrgeno y la reduccin del oxgeno son las reacciones catdicas ms comunes. Al eliminar o reducir la velocidad (controlar) de cualquiera de estas reacciones, se reducir la velocidad de corrosin.

Por ejemplo, el hierro (Fe0) es ms estable como mineral de hierro, representado por Fe2O3. Cuando se refina el mineral de hierro, se requieren enormes cantidades de energa en forma de calor. Ahora el hierro refinado tiene almacenada la energa potencial. La corrosin es la liberacin de esta energa potencial cuando el metal (hierro/acero) intenta volver a su estado ms estable de energa ms baja.La cantidad de energa almacenada en el metal se llama potencial del metal. Diferentes metales requieren diferentes cantidades de energa para refinarse, y por lo tanto tienen diferentes tendencias de corrosin.Cuanto mayor sea la cantidad de energa requerida para refinar un metal, mayor ser su tendencia a corroerse. Por ejemplo, el hierro tiene mucho ms tendencia a corroerse que el oro. El oro se encuentra en la naturaleza como material casi puro yes fcil de refinar, requiriendo muy poca energa. Las diferencias de potencial estimulan las reacciones de corrosin.

Mientras que es fcil determinar el nodo y el ctodo cuando la corrosin involucra a dos metales distintos, la corrosin de la tubera de perforacin ocurre aunque se trate de un metal, supuestamente homogneo. Las diferencias de potencial que existen en la tubera de perforacin son ms sutiles que las diferencias entre dos metales distintos de alta y baja energa.La tubera de perforacin tiene ciertas impurezas y tensiones que sirven como sitios donde los nodos pueden desarrollarse. Adems, cualquier modificacin de la superficie de la tubera, tal como las mellas, abolladuras (causadas por los martillos) o muescas (causadas por las tenazas o las cuas), puede crear reas sometidas a esfuerzos para las celdas de corrosin que hacen que estas reas sean ms propensas al agrietamiento.Incluso las pequeas diferencias en el electrlito que est en contacto con la tubera puede fomentar el desarrollo de celdas.

2.2. TIPOS DE CORROSION

2.2.1 CORROSION POR CO2

El ataque a la tubera por la presencia del bixido de carbono es conocida como corrosin dulce. El primer caso histrico a nivel mundial de este problema fue ubicado un pozo de gas en Texas, EUA, en el ao de 1947; desde entonces se tiene un registro estadstico de que un pozo de cada cinco, tienen problemas con este tipo de corrosin. Esta corrosin se presenta tanto en pozos de aceite, gas, y gas y condensado. El bixido de carbono est en una solubilidad equilibrada con el agua y los hidrocarburos. La concentracin del CO2 en el agua est determinada por la presin parcial del gas en contacto con el agua de formacin. La reaccin qumica por presencia del CO2 es: CO2 + H2O H2CO3 (cido carbnico) H2CO3 + Fe FeCO3 (carbonato de hierro) + H2 La corrosin por efecto del bixido de carbono ocurre cuando se presenta el mojamiento del acero con el agua de formacin. Si el porcentaje de agua se incrementa, la posibilidad de corrosin se incrementara, por lo que la composicin qumica del agua representa un papel importante en este efecto corrosivo. Condiciones que favorecen la formacin de la capa protectora de carbonato de hierro: * Incremento del pH * Disminucin de la turbulencia * Incremento de la temperatura

Por efecto del contenido de CO2 el agua se vuelve cida, dependiendo el pH de la presin parcial y de la concentracin de sales disueltas, en particular CO3Ca.

En los sistemas donde est presente el CO2 la corrosin puede o no ser controlada dependiendo de la deposicin y retencin de la capa protectora de carbonato de hierro. Criterios de corrosividad del pozo en base a la presin parcial de CO2Seala que si sta es menor de 7 psi el pozo no es corrosivo. o Si se sita entre 7 y 30 psi la corrosin es posible o Si es mayor que 30 psi se puede asegurar que el pozo es corrosivo o Por encima de 100 psi se recomienda el uso de aleaciones especiales, ya que se espera corrosin severa.

2.2.2 Tipos bsicos de corrosin por co2

Tipo I: Corrosin General

La disolucin del hierro no es muy alta. La pequea cantidad de carbonato de hierro formada en la superficie del metal, tiene poca capacidad de adhesin y es fcilmente eliminada por el paso del fluido

Tipo II: Ataque en forma de picaduras.

Se produce la mayor tasa de corrosin.

El crecimiento de cristales de carbonato de hierro sobre la superficie del metal ocurre de forma lenta, heterognea y porosa

Tipo III: La velocidad de corrosin disminuye debido a la formacin de una capa delgada, compacta y adherente. La velocidad de disolucin del hierro y de formacin del carbonato de hierro es elevada, de forma tal que la nucleacin de los cristales de carbonato de hierro en la superficie del metal es rpida y uniforme.

2.2.3 CORROSION POR H2S

El ataque a la tubera por la presencia del cido sulfhdrico disuelto, es conocida como corrosin amarga. La reaccin qumica es la siguiente: Fe + H2S FeS + 2H+ El sulfuro de fierro que se produce de la reaccin qumica, es el que se adhiere a la superficie del acero en forma de polvo negro o escama. El cido sulfhdrico reacciona con el agua bajo ciertas condiciones de presin y temperatura (las cuales se vern en la seccin correspondiente), las cuales generan la disociacin de los tomos de hidrgeno. Una vez separado el hidrgeno a nivel atmico, ste se introduce en el acero, iniciando su difusin a travs del espesor del cuerpo del tubo.

La difusin del hidrgeno atmico liberado puede continuar si no existe algo que lo detenga, pero en el acero se encuentran inclusiones no metlicas como el: sulfuro de manganeso (MnS), silicatos (SiO3)-2 alumina (Al2O3); por lo que el hidrgeno atmico se detiene, y empieza a acumularse. La acumulacin de este hidrgeno molecular va aumentando la presin en los espacios intergranulares del acero, generando pequeas fisuras tambin intergranulares.

Las fisuras intergranulares se empiezan a propagar unindose con otras tambin generadas, originando fisuras escalonadas, y finalmente la separacin del acero por planos. Formas de ataque de la corrosin por H2S corrosin por picaduras

La presencia de sulfuro de hidrogeno se caracteriza por la prdida del metal y la presencia de picaduras. El sulfuro de hierro formado generalmente no constituye una capa protectora y es usualmente catdico frente a la superficie metlica El oxgeno incrementa la velocidad de corrosin, el mismo acta como despolarizante catdico, reacciona con el sulfuro de hierro y forma azufre elemental. Las picaduras formadas durante la corrosin por sulfuro de hidrgeno son generalmente pequeas, redondas y el ngulo formado en el fondo del hoyo incrementa la tensin en el material.

Problemas asociados con la corrosin por co2y h2s

Frecuentemente los problemas de corrosin estn asociados a los fluidos de perforacin base agua. Disminucin del PH del lodo Floculacin del lodo Prdida de las propiedades reolgicas del lodo Putrefaccin del lodo

En el tubing pueden presentarse problemas como: Taponamiento por presencia de hidratos o incrustaciones Corrosin por picaduras Corrosin galvnica en aquellas reas donde se utilicen diferentes materiales como es el caso de las reas de condensacin de agua proveniente de la formacin.

Otro problema asociado con la presencia de Dixido de Carbono y Sulfuro de Hidrgeno es la formacin de hidratos en tuberas y equipos que operen a temperaturas y presiones que favorezcan la formacin de estos compuestos. La formacin de Hidratos origina: Altas presiones de bombeo. Obstrucciones de pozos productores y lneas. Prdida de eficiencia de equipos de transferencia de calor. Fallas de equipos. Corrosin bajo depsitos.

2.3. Factores de Corrosin

2.3.1. PH. La corrosin es acelerada en los ambientes cidos (pH7). A medida que el pH (pH = - log[H+]) aumenta, la concentracin de H+ disminuye, lo cual puede reducir la velocidad de corrosin. En cambio, cuando el pH disminuye, la concentracin de iones H+ aumenta, lo cual puede intensificar la reaccin catdica y aumentar la velocidad de corrosin (los cidos tienden a disolver los metales ms rpidamente).Los aceros de alta resistencia son propensos a la ruptura por absorcin de hidrgeno y a la rotura catastrfica en los ambientes cidos. No hace falta que sulfuros estn presentes para que esto ocurra.Normalmente, un pH de 9,5 a 10,5 es adecuado para reducir la mayora de los casos de corrosin. En algunos casos, un pH tan alto como 12 puede ser necesario. Altos valores de pH (>10,5) neutralizan los gases cidos y reducen la solubilidad de los productos de la corrosin.2.3.2. Componentes de aluminio. Un Ph alto es perjudicial para las aleaciones de aluminio que pueden sufrir una corrosin extrema en los ambientes alcalinos. La tubera de perforacin de aluminio nunca debe ser expuesta a un pH ms alto que el valor recomendado por el fabricante. Si no se conoce el rango de pH mximo, el pH debe ser mantenido por debajo de 9. Nunca usar sistemas de lodo de alto pH, tal como el lodo de cal o silicato, con tuberas de aluminio. Si la tubera de aluminio comienza a volverse negra, eso se debe probablemente a que el ataque alcalino est exponiendo el silicato en la, aleacin de aluminio; reducir el pH a 8.El aluminio no debe ser usado en ambientes que contienen H2S.2.3.3. Sales disueltas. Las sales disueltas en agua afectan las velocidades de, corrosin, aumentando la conductividad del agua y la, posibilidad de velocidades de corrosin altas. Esto contribuye a que las salmueras y los fluidos de completacin del campo petrolfero sean corrosivos.Aunque no sea ampliamente conocido, los fluidos que contienen 3% en peso de sal de cloruro pueden ser ms corrosivos que los fluidos de salinidad ms alta.Cuando la concentracin de sal aumenta, la cantidad de oxgeno disuelto disminuye. Las velocidades de corrosin son ms altas a aproximadamente 3% de NaCl o KCl que al punto de saturacin. Los sistemas de agua salada o inhibidos de potasio (KCl) suelen tener concentraciones de sal cerca de este nivel y deben ser protegidos contra la corrosin.2.3.4. Presin. La presin afecta la corrosin aumentando la solubilidad del oxgeno y otros gases corrosivos (ver la Figura 5). A 100F y 100 psi, la solubilidad del oxgeno en agua dulce es de aproximadamente 230 ppm (partes por milln). Sin embargo, a 100F y 500 psi, la solubilidad del oxgeno aumenta a 1.270 ppm. Se puede suponer sin temor a equivocarse que cualquier oxgeno retenido o entrampado en los sistemas de lodo base agua se disolver totalmente a las presiones de circulacin.2.3.4. Temperatura. La temperatura tiene un doble efecto sobre la corrosin. La corrosin aumenta generalmente con la temperatura. La velocidad de la mayora de las reacciones qumicas aumenta con la temperatura, y la corrosin es simplemente una reaccin qumica.La solubilidad del oxgeno disminuye rpidamente cuando la temperatura aumenta, a la presin atmosfrica. En agua dulce, el oxgeno tiene una solubilidad de 14,6 ppm a 32F y a la presin atmosfrica. Esta solubilidad disminuye en 44%, hasta aproximadamente 8 ppm, cuando la incrustaciones de CaCO3. 2.3.5. Incrustaciones. Las incrustaciones minerales resultan de la precipitacin y deposicin de compuestos insolubles, generalmente compuestos de calcio, magnesio o bario (CaCO3, CaSO4, etc.). Los iones de metales solubles tales como Ca2+ Y CO3 2 - pueden combinarse para precipitarse en los materiales tubulares de fondo, formandoCuando las incrustaciones se forman en la tubera de perforacin, el rea protegida o aislada por debajo de la incrustacin es vulnerable a la corrosin crateriforme o puede sufrir una corrosin del tipo celda de concentracin.La incrustacin que viene de la fbrica es una capa de xidos de hierro formada durante el proceso de fabricacin en la fbrica. Se trata de un material elctricamente conductivo y frgil. Cuando se dobla o flexiona la tubera nueva, la incrustacin que viene de la fbrica se agrieta. La corrosin por oxgeno estar concentrada y formar picaduras en la base de estas grietas. La tubera de perforacin nueva no debera usarse en ambientes corrosivos sin tomar medidas especiales y prever una proteccin adecuada contra la corrosin. La incrustacin que viene de la fbrica se desgastar rpidamente por el manejo y el contacto con el pozo.2.3.6 Gases disueltos. El oxgeno, el dixido de carbono (gas carbnico) y el sulfuro de hidrgeno constituyen generalmente la causa qumica de la corrosin en los fluidos de perforacin. stos se pueden calificar de agentes corrosivos. La corrosin es rara en los fluidos de perforacin, a menos que uno o varios de estos gases estn presentes en la solucin.2.3.7 Oxgeno disuelto (O2). Esto constituye la causa principal de la corrosin en fluidos de perforacin base agua. El oxgeno entra continuamente en el sistema de lodo a travs de la zaranda, la tolva mezcladora, los agitadores de los tanques, los empaques de las bombas centrfugas que tienen fugas y los hidrociclones; adems, siempre est presente en el agua de preparacin. Los fluidos base agua tienden a tener un alto contenido de oxgeno disuelto en las condiciones del sistema de superficie.Incluso las trazas de oxgeno pueden causar picaduras y altas velocidades de corrosin. Cuanto ms fra sea la temperatura del lodo de superficie, ms alto ser el contenido de oxgeno disuelto. Debido al entrampamiento del aire, el contenido total de oxgeno en un sistema de lodo puede exceder la solubilidad anticipada del oxgeno basada en la temperatura, la presin y la salinidad. El aire entrampado se disolver rpidamente bajo presin (ver la Figura 5). Durante la circulacin de este fluido hacia el fondo del pozo, las velocidades de corrosin pueden aumentar considerablemente, resultando en un ataque de corrosin crateriforme. Reacciones que pueden producirse con el hierro en presencia de oxgeno:nodo: Fe0 Fe2+ + 2e-Fe2+ + 2OH Fe(OH)2Ctodo: 2H+ + 2e H212O2 + H2 H2OUna reaccin que suele producirse en el ctodo es que los iones hidrgeno adquieran electrones y formen hidrgeno atmico. Si no se elimina, este hidrgeno cubrir o polarizar el ctodo y aminorar o parar el proceso de corrosin. Cuando est disponible, el oxgeno reacciona con el hidrgeno para eliminarlo del ctodo o despolarizar el ctodo. El oxgeno intensifica la reaccin catdica, la cual, a su vez, aumenta la reaccin andica (velocidad de corrosin). La corrosin por oxgeno suele causar picaduras, y est caracterizada por stas. El oxgeno, un despolarizador catdico, tambin aumenta la severidad de la corrosin causada por otros gases disueltos, como H2S y CO2.Varios sistemas de lodo contienen niveles considerablemente diferentes de oxgeno disuelto, y algunos aditivos reaccionan con este oxgeno reduciendo su concentracin. Por ejemplo, los cidos orgnicos como el lignosulfonato, el tanino y el lignito, reaccionan rpidamente con el oxgeno disuelto y entrampado para reducirlo.

2.3.8 Dixido de carbono (CO2). El dixido de carbono se disuelve en agua para formar cido carbnico (H2CO3), reduciendo el pH. Por este motivo, se considera generalmente como un gas cido. El dixido de carbono causar la corrosin (como otros cidos) por desprendimiento de hidrgeno.A diferencia del oxgeno, el dixido de carbono/cido carbnico ataca el hierro directamente, formando carbonato de hierro en el nodo de la celda de corrosin. El hidrgeno polarizar el ctodo en este proceso. Si hay oxgeno presente, ste despolarizar el ctodo. Cuando el cido carbnico est reaccionando con el hierro en el nodo y el oxgeno est despolarizando el ctodo, el ataque combinado de los dos gases ser mayor que la suma de los daos causados por cada gas individualmente.El tratamiento principal para la corrosin por dixido de carbono consiste en aumentar el pH a ms de 6 y/o precipitar el CO32- con una fuente de calcio (como la cal o el yeso). Cuando se aumenta el pH a ms de 6, el cido carbnico (H2CO3) se transformar en bicarbonato (HCO3-) al pH medio y en carbonato(CO32-) al pH alto.El ataque de dixido de carbono (gas cido) resulta generalmente en la formacin de picaduras y ranuras que tienen un aspecto agusanado. NACE Corrosin Vol. 22, pgina 244, 1966, document la fisuracin causada por CO2 en un ambiente sin H2S. El acero que fue sometido a, prueba tena una calidad N-80 con una Dureza Rockwell (HRc) de 33 a 34. Cuando sea necesario, pequeos tratamientos de cal deberan ser usados para neutralizar el cido carbnico, aumentando el pH y precipitando el carbonato de calcio (CaCO3). Las posibilidades de incrustacin aumentan cuando se usa una fuente de calcio para eliminar elCO2 neutralizado, especialmente a un pH ms alto. Se debera usar un inhibidor de incrustacin como el SI- 1000 para limitar la deposicin de incrustaciones durante el tratamiento de la contaminacin de dixido de carbono con compuestos de calcio.Se recomienda monitorear la concentracin de CO2 y iones relacionados con el Tren de Gas deGarrett (GGT). Durante el anlisis de los cupones de corrosin, stos entrarn en efervescencia al ser acidificados, si hay incrustaciones de carbonato de calcio.2.3.9. Sulfuro de hidrgeno (H2S). ste es un gas venenoso que tiene una toxicidad ms o menos igual al cianuro de hidrgeno. Se trata de un gas extremadamente peligroso de olor ftido caracterstico a huevos podridos que atena rpidamente el olfato.El H2S es un gas cido reactivo y corrosivo que puede causar daos graves a los equipos. El gas puede entrar en un sistema de lodo de por lo menos cuatro maneras:1. Durante la perforacin de formaciones que contienen H2S.2. Cuando est presente en el agua o los lquidos de preparacin.3. Mediante la reduccin bacteriana de los sulfatos en sulfuros en los lodos base agua.4. Mediante la degradacin trmica de los aditivos del lodo.El gas se disuelve en la fase acuosa para formar cido hidrosulfrico. Este cido es menos corrosivo que el cido carbnico pero es muy destructivo y puede causar la fisuracin por accin del sulfuro de hidrgeno bajo tensin de los aceros vulnerables.La reaccin qumica simplificada de la corrosin por H2S se puede escribir de la siguiente manera:H2O Fe0 + H2S FeXSY + 2H0 (hidrgeno atmico)El sulfuro de hierro formado por esta reaccin se adhiere fuertemente a las superficies de acero en forma de incrustacin negra. Picaduras tambin pueden formarse por debajo de la incrustacin y reducir la vida til de la tubera de perforacin, formando la base para la fisuracin inicial y la rotura por fatiga.

Ambientes corrosivos y remedios.

2.4 Control de Corrosin

pH. El control del pH es uno de los mtodos ms usados para minimizar corrosin. Se trata de un mtodo econmico, verstil, y se puede reducir la solubilidad y reactividad de varios gases corrosivos aumentando el pH.Los valores de pH de 8,3 a 9 son generalmente suficientes para convertir el cido carbnico (del CO2) a su estado menos corrosivo. Para el cido hidrosulfrico (H2S), un pH 12 convierte la mayor parte del sulfuro de hidrgeno en iones bisulfuro y sulfuro. Al mantener valores de pH en este rango, tambin se puede controlar las bacterias reductoras de sulfato. Las relaciones entre el dixido de carbono y el sulfuro de hidrgeno con el pH estn ilustradas en las Figuras 9 y 10.2.5. Productos de Control de la CorrosinSe recomienda el uso de los siguientes productos y mtodos de aplicacin para combatir la corrosin: CONQOR 404. Este producto es un producto qumico organo fosforoso diseado para reemplazar los inhibidores de cromato. Se puede clasificar como inhibidor de oxgeno, pero no como secuestrante, y acta por pasivacin. Se trata de un inhibidor de uso general para los fluidos de perforacin base agua. Es aplicable en agua fluidos de agua dulce y agua salada, y es eficaz en fluidos que estn en circulacin. No se recomienda para fluidos de empaque.El tratamiento sugerido para los fluidos de perforacin es de 2 a 5 galones de CONQOR 404 por 100 bbl de fluido. Es esencial que se mantenga una concentracin mnima del producto, y hay disponible un estuche de prueba de campo para monitorear el nivel de concentracin. Para las aplicaciones de lodo aireado, el nivel de tratamiento inicial es de 12 gal/100 bbl, pero mayores, concentraciones pueden ser requeridas. En general no es necesario aadir un secuestrante de, oxgeno con este inhibidor en particular, pero se ha hecho con xito.No se requiere ninguna bomba especial para aadir CONQOR 404.

1. Secuestrante de oxgeno. La reduccin del oxgeno en los fluidos de perforacin es un mtodo eficaz para reducir la corrosin. Se usan secuestrantes de oxgeno como el bisulfito de amonio y el sulfito de sodio. El bisulfito de amonio est disponible como producto activo no catalizado de 45 a 55%. El anin sulfito neutralizado reacciona qumicamente con el oxgeno disuelto para formar un anin sulfato, reduciendo de ese modo el contenido de oxgeno disuelto. La reaccin es la siguiente:

2NH4HSO3 + O2 + 2OH2NH4 + + 2SO4 2 + 2H2O

El tratamiento inicial requerido de secuestrante de oxgeno es aproximadamente 2 gal/hora hasta que se pueda medir un exceso de sulfito en el filtrado de la lnea de flujo de 50 a100 mg/l. El exceso de sulfito puede ser determinado por una valoracin, p. ej. con el dispositivo de prueba Hach.El mtodo de aplicacin ms conveniente es la adicin directa dentro de la succin de la bomba, a travs de una vlvula de cierre automtico con una bomba de inyeccin qumica (dosificadora). Este dispositivo de medicin ha sido usado por muchos aos y ha demostrado ser el mtodo de aplicacin preferido, ya que la exposicin del aire a travs de una tolva mezcladora reducira su eficiencia. La bomba qumica siempre debe estar apagada durante los viajes. Si una bomba dosificadora no est disponible, la solucin de secuestrante de oxgeno puede ser aadida directamente desde un bidn, a travs de una manguera que se extiende por debajo de la superficie del lodo. Siempre debe aadirse lo ms cerca posible de la succin de la bomba, no en la zaranda. Evitar el contacto con el aire porque esto podra reducir su eficiencia.El caudal aproximado de una bomba de inyeccin qumica en cuartos de galn por da puede ser determinado desenroscando la tapa (varilla curvada) y dejando que el caudal fluya a travs del orificio de escape. Captar el caudal de la bomba durante 90 segundos. El caudal de la bomba en cuartos de galn por da es aproximadamente igual al nmero de centmetros cbicos bombeados durante 90 segundos. Este procedimiento se usa para establecer y ajustar la velocidad de tratamiento.Para el uso apropiado del secuestrante de oxgeno, se debe minimizar el arrastre del oxgeno en la superficie:1. Operando la tolva mezcladora solamente cuando sea necesario.2. Evitando una descarga espumosa de la tolva, especialmente cuando la descarga est directamente enfrente de la succin de la bomba de lodo.3. Usando correctamente los antiespumantes cuando sea necesario.4. Manteniendo un nivel total de lodo en el tanque de succin. Esto permite evitar la formacin de remolinos en los mezcladores y minimiza la cantidad de espuma generada por las descargas de la tolva y del equipo de control de slidos.5. Reemplazando la empacadura de la bomba centrfuga que tiene fugas.

2. Secuestrante de H2S CON xido de cinc. ste es un compuesto de xido de cinc especialmente molido, de rea superficial grande, que se usa como secuestrante de sulfuro de hidrgeno en los fluidos de perforacin. El xido de cinc debera ser sometido a una prueba piloto antes de ser aadido a los lodos base aceite o base sinttico, porque puede exigir mayores cantidades de emulsificantes y agentes de humectacin. El gas de sulfuro de hidrgeno que se disuelve en la fase acuosa de un lodo constituye la causa principal de la fisuracin por accin del sulfuro de hidrgeno bajo tensin (SSC) y de la ruptura por absorcin de hidrgeno en los aceros vulnerables.El xido de cinc secuestra los sulfuros para formar sulfuro de cinc, un producto insoluble a un pH de aproximadamente 3 o ms alto. Esto asegura una eliminacin permanente.La nica excepcin sera el caso muy improbable en que el pH del lodo cayera por debajo de 3 (i.e., durante la acidificacin). Zn2+ + S2- ZnS Con el gas cido neutralizado y precipitado, el riesgo de corrosin por sulfuro es ms bajo. Los niveles de pre tratamiento recomendados son de 1 a 2 lb/bbl. El tratamiento subsiguiente debera comenzar a 1 lb/bbl por 1.100 mg/l de sulfuros. Los porcentajes efectivos de eliminacin pueden ser ms bajos, segn la qumica del lodo. El xido de cinc parece ser estable hasta 400F y normalmente no es afectado por la salinidad del sistema.Los compuestos de cinc como el xido de cinc puede causar la floculacin y el aumento de la viscosidad; el cinc es ms soluble a niveles de pH mayores que 11,5, posiblemente causando la floculacin.Esto es especialmente problemtico en los lodos no dispersos. Pruebas piloto deberan ser realizadas para evitar problemas en todos los casos. Los lodos no dispersos que no toleran satisfactoriamente un pH 10,5 o mayor deberan ser dispersos antes de perforar zonas que contienen sulfuro de hidrgeno.3. Inhibidor de incrustacin SI-1000TM. Los inhibidores de incrustacin son usados para limitar la precipitacin y deposicin de incrustaciones minerales sobre las superficies metlicas. El SI-1000TM es un inhibidor de incrustacin de fosfato orgnico que ha resultado eficaz para reducir los problemas de incrustaciones en las aplicaciones de perforacin. El tratamiento inicial en el lodo de perforacin es de 1 galn por 200 bbl de lodo. En general, los tratamientos de mantenimiento de 5 galones por turno son adecuados para controlar las incrustaciones.4. Bactericidas. La reduccin de sulfatos a sulfuros por la bacteria Desulfovibriodesulfuricans puede producirse en los fluidos de perforacin, y especialmente en los lodos y fluidos de empaque de sulfuro de hidrgeno. Estas bacterias son activas en ambientes de bajo contenido de oxgeno como el agua dulce de preparacin mal aireada, el agua salobre o las aguas de mar dentro del rango de pH de 5,5 a 8,5. Como las posibilidades de daos causados por las bacterias reductoras de sulfato son ms altas en los fluidos de empaque o lodos almacenados, se recomienda con insistencia el uso de un microbiocida para controlar estas bacterias.El glutaraldehdo (lquido activo al 25%) controla las bacterias en todos los fluidos base agua de perforacin, completacin y empaque. Es eficaz contra las bacterias aerobias y anaerobias, y se puede usar una concentracin ms alta cuando sea necesario.La eficiencia del tratamiento y la poblacin de bacterias pueden ser calculadas usando una tcnica de dilucin en serie con frascos de caldo.Proceder con cuidado al manejar todos los biocidas. Leer y observar las advertencias contenidas en las etiquetas de los contenedores qumicos registrados.5. Aminas. Las aminas formadoras de pelcula son inhibidores de corrosin eficaces en los ambientes de fluidos de perforacin. Tienen la capacidad de desplazar el agua en los tanques y las fisuraciones por fatiga en las superficies metlicas. Su estructura qumica les permite absorberse fsicamente sobre las superficies metlicas, formando una pelcula protectora humectada por aceite. Son ms eficaces cuando son aplicadas directamente a la tubera de, perforacin, pero tambin pueden ser eficaces cuando son aplicadas mediante un tratamiento por baches o uniforme. La tubera debe mantenerse sin incrustaciones y estar provista de un revestimiento superficial. La pelcula orgnica tiende a impermeabilizar el acero. Habr situaciones en que se requerir un hidrochorro abrasivo (chorro de agua a gran presin) para eliminar la herrumbre y las incrustaciones antes de aplicar el producto. Las aminas no pueden proteger por debajo de las incrustaciones y los cauchos protectores de las tuberas. Si las celdas de concentracin por debajo de las extremidades de los cauchos protectores de las tuberas presentan problemas, el sistema debera ser tratado continuamente con secuestrantes de oxgeno.6. CONQOR 101. Este producto es un inhibidor de amina dispersible en agua, soluble en aceite, diseado principalmente para los fluidos de empaque a base de agua dulce XP-20/SPERSENE. Se recomienda su uso en fluidos dispersos de agua dulce. El, tratamiento recomendado es 1/2 gal de CONQOR 101 por barril de fluido de empaque.7. CONQOR 202 B. Un inhibidor de corrosin formador de pelcula soluble en aceite para la aplicacin directa y el tratamiento por baches de la tubera de perforacin. Los tratamientos por baches (pldoras) se hacen bombeando 5 galones o ms de pldora dentro de la tubera de perforacin para revestir/formar una pelcula sobre las superficies de acero.Se puede usar baches de hasta 25 galones, segn la magnitud del problema de corrosin. Puede ser diluido en una proporcin de 1:5 con aceite diesel o aceite de baja toxicidad, si los reglamentos lo permiten. Los tratamientos diluidos no son tan eficaces como los tratamientos sin mezcla, pero pueden ser usados cuando sean necesarios.Los tratamientos por baches de 15 a 25 galones han sido eficaces para 10.000 pies de tubera de perforacin.Despus del tratamiento inicial, pldoras de 5 galones pueden ser bombeadas en las conexiones para mantener la pelcula protectora.8. CONQOR 303 A. Este producto es una amina soluble en agua/salmuera. Est diseado principalmente para las salmueras de NaCl, KCl, CaCl2, y CaBr2 y los fluidos de completacin. El tratamiento recomendado es un bidn de CONQOR 303 A por 100 bbl de fluido (aproximadamente 1/2 gal/bbl). Se puede aadir directamente al fluido.Este producto qumico no se recomienda ni es eficaz para las salmueras con un alto contenido de cinc.

Aditivos de control de corrosin M-I

2.6 Medidas de la Corrosin2.6.1 Cupones de corrosin. Se monitorea la corrosin mediante cupones de corrosin insertados en la ltima unin hembra de la tubera de perforacin antes de la tubera de perforacin extrapesada o de los portamechas, y en el substituto de junta kelly. Estos anillos de acero previamente pesados deberan permanecer dentro de la tubera de perforacin por un periodo de exposicin de aproximadamente 100 horas. El procedimiento de prueba para evaluar estos cupones est descrito en el Boletn RP-13 B-1 del API. Esta evaluacin indicar no solamente la velocidad a la cual la corrosin est ocurriendo, sino tambin el tipo de corrosin (i.e., corrosin por oxgeno, carbonato o sulfuro). Es imprescindible que estos cupones sean retirados y examinados, despus del periodo de exposicin, para que se pueda aplicar el programa correcto de control de corrosin. Este anlisis indicar la corrosividad del fluido de perforacin y el tipo de corrosin encontrado. El anlisis de los depsitos de incrustaciones y de las picaduras en los cupones tambin ayuda a determinar la causa de la corrosin, lo cual facilita la seleccin de las medidas remediadoras requeridas. Por ejemplo, si se observa xido de hierro, entonces es de suponer que hay oxgeno disuelto.Si se observa sulfuro de hierro, es de suponer que hay sulfuro de hidrgeno, y si hay carbonato de hierro o carbonato de calcio/magnesio, entonces puede haber dixido de carbono.Un producto secundario comn de la corrosin por oxgeno es la magnetita (Fe3O4). sta puede ser identificada por su propiedad magntica y su insolubilidad en cidos. Otros xidos de hierro, como Fe(OH)2 y Fe(OH)3, tambin son comunes. Los depsitos de corrosin por oxgeno pueden ser identificados por su color herrumbre oscuro a negro y su solubilidad moderada en HCl inhibido al 15%. Los depsitos de xido no se disuelven inmediatamente en el cido usado para limpiar los cupones antes de pesarlos, y en general deben ser sumergidos varias veces en el cido o restregados con lana de acero o un cepillo de alambre.El carbonato de hierro (FeCO3), o la siderita, es el producto secundario comn de la corrosin por CO2. Puede ser determinado por su caracterstica efervescencia lenta (burbujeo) en HCl al 15% o con la solucin de prueba de FeS (solucin de prueba de arsenito cido).En realidad, el gas burbujeante es el gas carbnico (dixido de carbono) que se escapa de las incrustaciones. Las incrustaciones de carbonato de calcio causarn una efervescencia ms rpida (efervescencia).La incrustacin de sulfuro de hierro (FeS) se forma sobre la tubera de perforacin cuando se produce la corrosin por sulfuros. Los sulfuros de hierro son negros. La incrustacin de sulfuro de hierro puede ser identificada con la solucin de prueba de sulfuro de hierro (arsenito cido) por un precipitado de color amarillo vivo. El precipitado amarillo se forma cuando la solucin de arsenito cido entra en contacto con la incrustacin de sulfuro. El precipitado se parece a huevos revueltos en miniatura y adems del color amarillo, tambin tiene cierta forma y sustancia. Los sulfuros de hierro se humectan de forma preferencial por aceite. Si el lodo contiene aceite, esta prueba puede ser lenta o ineficaz hasta que se lave o desengrase la tubera con un jabn alcalino.El cupn de corrosin no puede proporcionar informacin relacionada con la ruptura por absorcin de hidrgeno, la fisuracin por corrosin bajo tensin u otras formas de fractura,excepto en lo que se refiere a la relacin entre las picaduras y estas roturas. Todos los cupones de corrosin deberan ser pulidos a mquina para encajar correctamente en la ranura de alivio de la unin hembra de la junta de tubera. Deberan tener el mismo calibre que la tubera de perforacin para minimizar la turbulencia. Los cupones de corrosin son generalmente cortados a partir de tubos que no han sido templados y revenidos. La similitud de las composiciones metalrgicas con la tubera de perforacin debera ser adecuada para minimizar los efectos galvnicos y proporcionar datos tiles.Los cupones de corrosin de la tubera de perforacin deberan permanecer dentro de la columna de perforacin como mnimo durante 40 horas, aunque el periodo de exposicin deseado es de 100 horas.Los cupones pueden quedar dentro de la columna de perforacin durante ms de una corrida de la barrena. Se debe averiguar que el receso de la unin hembra est limpio para evitar daos al cupn. De esta manera, el cupn no obstaculizar la conexin correcta de la junta y no sufrir daos.Durante la instalacin, el cupn slo debe ser manejado con guantes limpios y secos.Se debe llenar por completo el formulario del cupn de corrosin de la tubera de perforacin. Cada formulario debe prever espacios para indicar el material del cupn, las propiedades del fluido de perforacin, el tipo de corrosin, la posicin del cupn en la columna de perforacin, el peso inicial, el tiempo, la profundidad de entrada, la profundidad de salida, el nmero del cupn, el color de la incrustacin y cualquier otra informacin que sea importante para realizar la prueba especfica. El formulario se puede imprimir en el sobre de envo del cupn o en un formulario separado que ser enviado con el cupn. Al sacar el cupn de corrosin de la columna de perforacin, se debe limpiar el cupn con un trapo para eliminar los residuos de fluido de perforacin. El cupn debe ser examinado para determinar la magnitud de la corrosin o de los daos mecnicos. Si se observa una corrosin grave, se debe determinar rpidamente la causa de esta corrosin para poder poner en prctica las acciones remediadoras. Despus del examen visual, limpiar y secar el cupn, luego colocarlo sobre el papel inhibidor de corrosin para retardar an ms la corrosin. No se debe cubrir el cupn con grasa para tubos o aceite. Colocar el cupn, dentro del sobre.La evaluacin de los cupones es importante en el campo, as como en el laboratorio. Muchas veces, la inspeccin visual realizada en el momento de sacar el cupn produce los mejores resultados. Si la corrosin, es evidente, normalmente se trata de la corrosin crateriforme (picaduras).Es importante tomar nota de la magnitud de las picaduras. La corrosin crateriforme suele producirse en soluciones saladas, debido a la mayor conductividad del fluido, junto con el oxgeno disuelto.La corrosin crateriforme tambin es caracterstica de ciertos materiales que forman pelculas o revestimientos de xido. La mejor manera de determinar el ataque uniforme o la corrosin general es midiendo la prdida de peso con los cupones.El sobre que contiene el cupn de corrosin debera tener estampado el peso inicial del cupn y un factor K.El factor K se usa para convertir la prdida de peso segn el tiempo en prdida de peso segn el rea superficial del cupn y el tiempo. Se trata de una conversin matemtica directa de gramos a libras, y para el rea superficial del cupn. La velocidad de corrosin del cupn se calcula con K de acuerdo con la siguiente frmula:Velocidad de corrosin (lb/ft2/yr) = K x [peso inicial (g) peso final (g)] tiempo total de exposicin (horas)Velocidad de corrosin, milsimas de pulgada/ao = velocidad de corrosin, lb/ft2/yr x 24,6

Los cupones de corrosin deberan ser examinados para detectar cualquier dao fsico o mecnico. Los daos mecnicos al cupn suelen ser indicados por cortes, gubias o mellas sobre la superficie exterior del cupn. Si los daos mecnicos causan la prdida de metal, esto invalidar el clculo de la velocidad de corrosin. Si se observa algn dao, ste debera ser reportado y la velocidad de corrosin no debera ser calculada o reportada.Sin embargo, cualquier descripcin de la corrosin, como las picaduras y los depsitos de sulfuro o carbonatos, etc., debera ser reportada.2.6.2 Sondas: Las sondas galvnicas se utilizan desde hace muchos aos en sistemas acuosos en la industria del petrleo. Pueden ayudar a indicar la corrosividad de un fluido generando una corriente que se mide con un aparato registrador. Las sondas galvnicas tambin han demostrado ser tiles para monitorear la entrada de oxgeno en inyecciones de agua. La mayora de los fluidos de perforacin son extremadamente corrosivos en presencia de oxgeno. No se puede esperar que estas sondas constituyan una herramienta cuantitativa en el fluido de perforacin, debido al cambio constante de los medios acuosos. La sonda se instala en el sistema de circulacin de lodo, generalmente en el tubo vertical. Al ser instaladas en el tubo vertical, estas sondas reflejan los efectos del oxgeno retenido o entrampado en el lodo, as como el oxgeno disuelto debido a la presin dentro del tubo vertical. Como se puede inferir del nombre, la sonda galvnica es un par bimetlico (generalmente latn y acero) construido de manera que se pueda medir la salida de corriente en un registrador modificado para obtener un registro continuo de los eventos. Cuando se coloca la sonda en un sistema de agua, la salida de corriente se estabilizar a un valor que refleja las condiciones dentro del sistema. Cualquier cambio en el sistema que afecte la salida de corriente se reflejar en el registrador. Aunque la sonda sea afectada por muchas cosas, tal como el caudal, la temperatura y las pelculas formadas por inhibidores, es extremadamente sensible al oxgeno disuelto. En la mayora de los sistemas sin oxgeno, la sonda se polariza y la salida de corriente se acerca a cero. Incluso pequeas cantidades de oxgeno despolarizarn la sonda, aumentando la salida de corriente.La sonda galvnica puede ser muy til a los efectos del monitoreo de rutina y para la localizacin de los problemas. La sonda galvnica es un instrumento de construccin resistente que requiere muy poco mantenimiento. Con el registrador adecuado, la sonda proporciona un registro que el perforador puede monitorear desde el piso del equipo de perforacin. Indicar las fugas de aire y las fallas del sistema para poder tomar medidas apropiadas antes de que se produzcan daos graves.Esto fomenta una mayor concientizacin de los problemas de corrosin.La correlacin de las medidas tomadas con la sonda galvnica y la velocidad de corrosin del cupn de corrosin de la tubera de perforacin no ser exacta, por varias razones. Por ejemplo, el elemento andico de acero puede sufrir una corrosin crateriforme grave, y la deposicin de incrustaciones de carbonato de calcio tambin pueden afectar las indicaciones de la sonda. Si se observa algn indicio de incrustacin, los elementos de la sonda deberan ser limpiados peridicamente. Asimismo, si el sistema de lodo est en un ambiente agrio (H2S), los elementos de la sonda pueden oxidarse, volvindose marrones o negros, y causar una indicacin errnea.

2.7 Fluidos de EmpaqueLos fluidos de empaque base agua deberan ser acondicionados para lograr una estabilidad a largo plazo y minimizar la corrosin. Es importante aumentar el pH a un nivel ptimo, usar un biocida apropiado y posiblemente un inhibidor dispersible formador de pelcula. El pH alto ayuda a reducir la velocidad de corrosin, el biocida debera prevenir la actividad de las bacterias reductoras de sulfato, y el inhibidor formador de pelcula recubrir las superficies de acero. El inhibidor formador de pelcula debera ser til, formando una pelcula sobre la tubera para aislarla del ambiente acuoso corrosivo.Los lodos base aceite o sinttico usados como fluidos de empaque tambin deberan ser acondicionados para lograr una estabilidad ptima a largo plazo, y la emulsin debera ser estabilizada para facilitar el control de la corrosin. La alcalinidad del lodo POM debera ser aumentada para que la fase interna permanezca muy alcalina.Normalmente no se aade ningn inhibidor a estos lodos porque su capacidad de humectacin por aceite ayuda a reducir la corrosin de los materiales tubulares de acero, y generalmente tienen velocidades de corrosin ms bajas que los fluidos de empaque base agua.

CAPTULO 3. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES3.1 RECOMENDACIONES Existen varias prcticas recomendadas para combatir o minimizar la corrosin. Algunas veces un solo procedimiento es suficiente pero en otros casos podra requerirse la combinacin de dos o ms. Algunas recomendaciones son:1. Seleccionar combinaciones de metales, en la medida de las posibilidades, los ms cerca posible en la escala en la serie galvnica2. Evitar el efecto desfavorable del rea de un pequeo nodo y un gran ctodo.3. Aislar metales potencialmente muy diferentes donde sea practico. Es importante aislar completamente si es posible. Un error comn en este punto de vista concierne a juntas pernadas tales como bridas, en el caso de unin de una tubera con una vlvula, donde la tubera puede ser de acero y la vlvula de otro material diferente.4. Aplicar recubrimientos cuidadosamente. se deben conservar los recubrimientos en buen estado, particularmente los colocados sobre el miembro andico.5. Agregar inhibidores ambientales, si es posible, para disminuir la agresividad del medio.6. Evitar juntas atornilladas para materiales muy alejados.7. Disear con la posibilidad de partes andicas reemplazables o hacerlas con ms espesor para una larga vida.

3.2 CONCLUSIONESLa corrosin al ser un problema a tomar en cuenta, este proceso de corrosin es lento, pero persistente para eso se ha implementado diferentes aspectos para poder controlarla.Como conclusiones tenemos los siguientes puntos:1. Elprocesode corrosin debe ser visto como un hecho que pone en evidencia el proceso natural de que losmetalesvuelven a su condicin primitiva y que ello conlleva al deterioro del mismo. No obstante es este proceso el que provoca la investigacin y el planteamiento de frmulas que permitan alargar la vida til de los materiales sometidos a este proceso.2. En la proteccin catdica entran enjuegomltiples factores los cuales hay que tomar en cuenta al momento del diseo del sistema, inclusive es un acto de investigacin conjunta con otras disciplinas mas all de lametalurgia, como la qumica y laelectrnica.3. Enel trabajose confirma que la lucha y control de la corrosin es unartedentro del mantenimiento y que esta rea es bastante amplia, dado el sinnmero de condiciones a los cuales se encuentran sometidos losmetalesque forman equipos yherramientas.4. Como ltima conclusin est el hecho de que hay que ahondar en estos conocimientos pues ellos formarn parte integral de la labor que debe desempear un Ingeniero de Mantenimiento.

CAPTULO 4. BIBLIOGRAFIA

Bibliografa

Fundamentos de la Ciencia e Ingeniera de los Materiales William fortune Smith Corrosin Jos Galvele Introduccin a la Metalurgia Fsica Sydney Avner Introduccin A La Metalrgica Fsica Sidney H. Avner Sistemas De Proteccin Catdica Elizabeth Garca.Universidadde Sonora. Mxico http://www.utp.edu.co/~publio17/temas_pdf/corrosion.pdf