Cupones de Corrosión en Yacimientos Petrolíferos: Preparación y Análisis

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NACE SP0775-2018
N.º de artículo 21017
Aprobado 2017-01-15
Preparación, Instalación, Análisis y
Interpretación de Cupones de Corrosión en
Operaciones de yacimientos petrolíferos
Este estándar de NACE International representa un consenso de aquellos miembros individuales que han
ABSTRACTO
revisado este documento, su alcance y disposiciones. Su aceptación no impide en ningún aspecto que nadie,
Esta norma describe los procedimientos para
ya sea que haya adoptado la norma o no, fabrique, comercialice, compre o use productos, procesos o
preparar, instalar y analizar muestras de corrosión
procedimientos que no cumplan con esta norma. Nada de lo contenido en este estándar NACE debe
metálica. Los factores considerados en la
interpretarse como otorgando ningún derecho, por implicación o de otro modo, para fabricar, vender o usar
interpretación de los resultados obtenidos de estos
en relación con cualquier método, aparato o producto cubierto por cartas de patente, o como para denificar o
cupones de corrosión también se incluyen para el
proteger a cualquier persona. contra la responsabilidad por infracción de letras patente. Esta norma representa uso del personal de la industria petrolera y de servicios.
requisitos mínimos y de ninguna manera debe interpretarse como una restricción en el uso de mejores
Este estándar es mantenido por TG 409.
procedimientos o materiales. Tampoco se pretende que esta norma se aplique en todos los casos relacionados
con la materia. Circunstancias impredecibles pueden anular la utilidad de este estándar en casos específicos.
NACE no asume ninguna responsabilidad por la interpretación o el uso de esta norma por parte de otras
PALABRAS CLAVE
partes y acepta responsabilidad únicamente por aquellas interpretaciones oficiales de NACE emitidas por
cupones, corrosión, petróleo y gas.
NACE de acuerdo con sus procedimientos y políticas de gobierno que impiden la emisión de interpretaciones
por parte de terceros.
desata
Los usuarios de este estándar NACE son responsables de revisar los documentos reglamentarios,
ambientales y de salud, seguridad y de determinar su aplicabilidad en relación con este estándar antes de su
uso. Es posible que este estándar NACE no aborde necesariamente todos los problemas potenciales de
salud y seguridad o los peligros ambientales asociados con el uso de materiales, equipos y/u operaciones
detalladas o a las que se hace referencia en este estándar.
Los usuarios de esta norma NACE también son responsables de establecer prácticas apropiadas de
protección de la salud, la seguridad y el medio ambiente, en consulta con las autoridades reguladoras
correspondientes si es necesario, para lograr el cumplimiento de los requisitos reglamentarios aplicables
existentes antes del uso de esta norma.
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o retirarse en cualquier momento de acuerdo con los procedimientos del comité técnico de NACE. NACE
requiere que se tomen medidas para reafirmar, revisar o retirar esta norma a más tardar cinco años a partir
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Prefacio
En los estándares de NACE, los términos
Esta práctica estándar se preparó para fomentar el uso de métodos uniformes y probados en la
"deberá", "debe", "debería" y "podrá" se
utilizan de acuerdo con las definiciones de
petroleros. Esta norma describe los procedimientos para preparar, instalar y analizar muestras de
industria para monitorear la pérdida de masa y la corrosión por picaduras en las operaciones de campos
estos términos en el Manual de estilo de
corrosión metálica. Los factores considerados en la interpretación de los resultados obtenidos de estos
publicaciones de NACE. Los términos "deberá"
cupones de corrosión también se incluyen para el uso del personal de la industria petrolera y de servicios.
y "debe" se utilizan para establecer un requisito
y se consideran obligatorios. El término
“debería” se usa para indicar algo bueno y se
Este estándar fue preparado originalmente en 1975 por el Grupo de Trabajo T-1C-6 de NACE, un
componente del Comité de Unidad T-1C sobre Detección de Corrosión en Equipos de Campos
recomienda, pero no se considera obligatorio.
Petrolíferos, para proporcionar procedimientos para la preparación, instalación y análisis de muestras
El término “puede” se usa para indicar algo
de corrosión. Fue revisado por el Grupo de Trabajo T-1C-11 en 1986 y por el T-1C-23 en 1991. El T-1C
que se considera opcional.
se combinó con el Comité de Unidad T-1D sobre Monitoreo de Corrosión y Control de Ambientes de
Corrosión en Operaciones de Producción de Petróleo, y este El estándar fue revisado por el Grupo de
Trabajo T-1D-54 en 1999. Fue reafirmado en 2005 y en 2012 por el Grupo de Tecnología Específica
(STG) 31 sobre Producción de Petróleo y Gas—Inhibición de Corrosión e Incrustaciones. Esta norma
es emitida por NACE International bajo los auspicios de STG 31.
2 — SP0775-2018
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Práctica estándar internacional NACE (SP0775-2018)
Preparación, Instalación, Análisis y
Interpretación de Cupones de Corrosión en Yacimientos Petrolíferos
Operaciones
1.
generales .................................................. .................................................... ...........4
2.
Procesamiento de Cupones de Corrosión ............................................... .............................5
3.
Instalación de Cupones de Corrosión ............................................... ............................10
4.
Registro de datos en el informe de cupón de corrosión .................................. ..........14
5.
Interpretación de los datos del cupón de corrosión ............................................... ....................14
Referencias.................................................. .................................................... ..........dieciséis
Apéndice A: Informe de cupón de corrosión típico (no obligatorio) ..........................17
Mesas
Tabla 1: Densidad de los metales ............................................... ..........................................8
Tabla 2: Categorización cualitativa de las tasas de corrosión del acero al carbono
para Sistemas de Producción de Petróleo .............................................. ........................dieciséis
Cifras
Figura 1: Cupón circular (tipo arandela) y montaje típico en una brida de junta anular...10
Figura 2: Muestra del anillo de corrosión de la tubería de perforación .................................. .............................11
Figura 3: Porta cupones plano.................................................... .............................................11
Figura 4: Portacupones redondo (tipo varilla) ........................................... .............................12
Figura 5: Herramienta para instalar y remover cupones en sistemas bajo presión..........12
Figura 6: Herramienta extractora para inserción y extracción de cupones en sistemas
bajo presión................................................ ..........................................13
Figura 7: Tope de tubería operado con cable adaptado como soporte de cupón de fondo de pozo ..........13
Figura 8: Elección de la ubicación para la instalación del cupón e interpretación de
las mediciones de la tasa de corrosión del cupón .................................. .....................14
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Sección 1: Generalidades
1.1
Esta norma se presenta para el uso de cupones de corrosión en operaciones de perforación,
producción y transporte de campos petroleros. Las operaciones de yacimientos petrolíferos
incluyen sistemas de manejo de petróleo, agua y gas, y fluidos de perforación. (Cuando se usa
en esta norma, sistema denota una unidad funcional como un pozo productor, una línea de
flujo y una batería de tanque, una instalación de recolección de agua, aceite o gas, una
instalación de inyección de agua o gas, o una unidad de deshidratación o endulzamiento de
gas). Corrosión La prueba de cupón consiste en la exposición de una pequeña muestra de
metal (el cupón) a un ambiente de interés durante un período de tiempo para determinar la
reacción del metal al ambiente. Los cupones de corrosión se utilizan para evaluar la corrosividad
de varios sistemas, monitorear la efectividad de los programas de mitigación de la corrosión y
evaluar la idoneidad de diferentes metales para sistemas y entornos específicos. Los cupones
pueden instalarse en el propio sistema o en un circuito o aparato de prueba especial. Las tasas
de corrosión que muestran los cupones y la mayoría de los otros dispositivos de monitoreo de
corrosión rara vez duplican la tasa real de corrosión en las tuberías y recipientes del sistema.
Las tasas precisas de corrosión del sistema se pueden determinar mediante métodos de
medición no destructivos o curvas de frecuencia de fallas. Los datos proporcionados por los
cupones de corrosión y otros tipos de monitores deben estar relacionados con los requisitos del
sistema. Se pueden usar altas tasas de corrosión en los cupones para verificar la necesidad de
una acción correctiva. Si se inicia un programa de mitigación de la corrosión y los datos de los
cupones subsiguientes indican que se ha reducido la corrosión, la información se puede utilizar
para aproximar la eficacia del programa de mitigación. Esta norma no contiene información
sobre el control de la corrosión intergranular, el agrietamiento por corrosión bajo tensión (SCC)
o el agrietamiento por tensión de sulfuro (SSC). Estos últimos aspectos se discuten en otra parte.1,2
1.2
Esta norma describe las técnicas de preparación y manipulación de cupones de metal antes y
después de la exposición. También se incluyen cálculos de tasa de corrosión y un formulario
típico para registrar datos.
1.3
El tamaño del cupón, la composición del metal, el estado de la superficie y los portacupones
pueden variar según el diseño del sistema de prueba o los requisitos del usuario. Los cupones
a menudo se instalan en pares para la eliminación simultánea y la determinación de la pérdida
de masa promedio. Los cupones se pueden usar solos, pero se deben usar junto con otros
métodos de monitoreo, como niples de prueba, sondas de hidrógeno, sondas galvánicas,
instrumentos de polarización, monitores de corrosión de tipo resistencia, análisis químico de
flujos de proceso y mediciones no destructivas del espesor del metal, encuestas de calibre. y
registros de fallas por corrosión.
1.4
Los cupones de corrosión utilizados según lo recomendado en esta norma miden la pérdida
total de metal durante el período de exposición. Muestran una corrosión que ya se ha producido.
No se puede usar un solo cupón para determinar si la tasa de pérdida de metal fue uniforme o
varió durante el período de exposición. Se puede obtener información sobre el cambio en la
tasa de corrosión instalando varios cupones a la vez y retirando y evaluando cupones
individuales en intervalos específicos de corto plazo. Se pueden usar otros métodos de
monitoreo mencionados en el Párrafo 1.3 para proporcionar información más precisa sobre las
tasas de corrosión a corto plazo. Los datos proporcionados por los cupones de corrosión
pueden brindar un excelente respaldo para los instrumentos de monitoreo de corrosión que
"indican eventos".
1.5
Además de la pérdida de masa, los factores importantes a considerar en el análisis y la interpretación de los
datos del cupón incluyen la ubicación, el tiempo en el flujo, la profundidad medida del tajo, el perfil de la
superficie (formación de ampollas, erosión), el producto de corrosión y/o la composición de las incrustaciones y
los factores operativos. (por ejemplo, tiempo de inactividad, velocidades de flujo del sistema, perturbaciones o inhibición).
4 — SP0775-2018
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1.6
Las tasas de corrosión del cupón en un sistema no deben compararse directamente con las de otros
sistemas no relacionados. Sin embargo, las tasas de corrosión en sistemas similares (por ejemplo,
dos sistemas que manejan ambientes idénticos) a menudo se correlacionan. Se puede obtener
información adicional dentro de un sistema variando un parámetro de exposición a la vez (p. ej.,
ubicación o duración de la exposición). Por ejemplo, las tasas de corrosión pueden verse afectadas
por cambios en la velocidad del fluido dentro de un sistema. Las tasas de corrosión pueden variar
drásticamente aguas arriba y aguas abajo desde el punto de entrada de un corrosivo, como
como oxígeno.
Sección 2: Procesamiento de Cupones de Corrosión
2.1
Preparación de cupones. El siguiente procedimiento debe usarse para preparar cupones para la
prueba de corrosión. Los cupones deben ser nuevos; no reutilice los cupones después de la exposición
y el análisis.
2.1.1 Elija un método de preparación del cupón que no altere las propiedades metalúrgicas del metal.
Las operaciones de molienda deben ser controladas para evitar altas temperaturas superficiales que
puedan cambiar la microestructura del cupón.
2.1.2 Grabar o estampar un número de serie permanente en el cupón. Es posible que un cupón o
titular se someta a SCC si se cumplen las condiciones de los Párrafos 2.1.2.1 y 2.1.2.2:
2.1.2.1 Exposición a un ambiente capaz de agrietar la aleación utilizada para el cupón o
soporte.
2.1.2.2 Esfuerzo lo suficientemente alto como para causar agrietamiento. Tal tensión
puede resultar de una combinación de tensión residual (como la introducida por
estampado) y tensión impuesta.
2.1.2.3 Rara vez se han informado casos de SCC de cupones de acero al carbono en
condiciones de yacimientos petrolíferos. No obstante, las piezas rotas de cupones o
soportes pueden alojarse aguas abajo en las válvulas e interferir con su funcionamiento
normal.
2.1.3 Mecanizar o pulir los bordes del cupón para eliminar el metal trabajado en frío si los bordes
trabajados en frío afectan negativamente a los datos. Los cupones formados por estampado son
menos costosos que los cupones mecanizados. Los cupones estampados son satisfactorios sin
mecanizado adicional para la mayoría de los controles de yacimientos petrolíferos.
2.1.4
Idealmente, haga coincidir el acabado de la superficie de los cupones con el acabado del
metal que se está investigando, es decir, la tubería o la pared del recipiente. Debido a que esto rara
vez es práctico, se aplican otros acabados superficiales. Ningún acabado superficial específico es
absolutamente esencial, pero la uniformidad es muy importante cuando se comparan datos de
diferentes juegos de cupones. Los cupones se pueden preparar esmerilando suavemente con papel
de lija de grano 120, volteando con grano suelto o chorreando con material abrasivo para chorrear.
Se puede obtener un acabado consistente chorreando con perlas de vidrio, pero es posible que las
perlas de vidrio no eliminen la cascarilla de laminación ni el óxido. Todos los abrasivos deben estar
libres de partículas metálicas.
2.1.5 Después de limpiar los cupones, manéjelos con medios adecuados para evitar la contaminación
de la superficie con aceites, sales corporales y otras materias extrañas. Normalmente se deben usar
guantes o paños de algodón limpios y sin pelusa, guantes de plástico desechables, pinzas recubiertas
o pinzas recubiertas.
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2.1.6 Bajo una campana ventilada, elimine cualquier aceite residual con un solvente de hidrocarburo
como xileno, tolueno o 1,1,1 tricloroetano y enjuague con alcohol isopropílico anhidro. Si no hay aceites
presentes, la limpieza con alcohol o acetona debería ser suficiente.
2.1.7
Seque, mida y pese los cupones con una precisión de ± 0,1 mg. Registre la masa, el número
de serie y las dimensiones expuestas. Calcule el área de la superficie (incluyendo los bordes) y registre.
Se deben excluir las áreas cubiertas por el porta cupón y las áreas protegidas de los cupones
empotrados. (Para boquillas de prueba u otras piezas de prueba de corrosión grandes, consulte el
párrafo 3.6).
2.1.8 Antes del envío, almacene los cupones empaquetados individualmente en un recipiente cerrado
con indicador de gel de sílice.(1) Los cupones pueden envolverse en papel o colocarse en sobres
impregnados con un inhibidor de corrosión en fase de vapor.
2.2
Procedimiento para el Manejo de Campo de Cupones Antes y Después de la Exposición
2.2.1
Antes de la instalación del cupón, registre la siguiente información: número de serie del
cupón, fecha de instalación, nombre del sistema, ubicación del cupón en el sistema (incluida la fase de
fluido o vapor) y la orientación del cupón y el soporte.
En el Apéndice A se muestra un informe de cupón de corrosión típico.
2.2.2
Durante la instalación, manipule el cupón con cuidado para evitar la contaminación.
de la superficie del cupón. (Ver Párrafo 2.1.5.)
2.2.3 Cuando se retire el cupón, registre el número de serie del cupón, la fecha de retiro, las
observaciones de cualquier erosión o daño mecánico y la apariencia de incrustaciones o productos de
corrosión. También se debe registrar cualquier otro dato pertinente, como el tiempo de cierre y los
cambios en la velocidad y el tratamiento con inhibidores.
Se debe fotografiar el cupón inmediatamente después de retirarlo, particularmente si la apariencia del
producto de corrosión o las incrustaciones son importantes.
2.2.4
Proteja el cupón de la contaminación por oxidación y manipulación. Coloque el cupón en un
sobre a prueba de humedad o especial impregnado con un inhibidor de corrosión volátil y envíelo
inmediatamente a un laboratorio para su análisis. No cubra el cupón con grasa ni lo altere de otra
manera. Puede ser conveniente secar suavemente con papel de seda o un paño limpio y suave para
eliminar la humedad antes del envío. Los productos de corrosión o los depósitos de incrustaciones no
deben eliminarse en el campo.
2.3
Procedimiento de laboratorio para limpieza y pesaje de cupones después de la exposición
2.3.1 Registrar el número de serie del cupón. Si el cupón no fue fotografiado en el campo, debe
fotografiarse en el laboratorio antes y después de la limpieza.
Antes de cualquier limpieza, pese el cupón con una precisión de ± 0,1 mg.
2.3.2 Examine visualmente el cupón y registre las observaciones. Se puede realizar un análisis
cualitativo de escamas adheridas o material extraño.
2.3.3 Sumergir el cupón en un solvente de hidrocarburo adecuado, como xileno limpio o tolueno, durante
el tiempo suficiente para eliminar el aceite, los materiales mojados por aceite y la parafina.
Enjuague con alcohol isopropílico o acetona. Manipule el disolvente bajo una campana ventilada.
Seque en una corriente de aire suave y seco y pese el cupón con una precisión de ± 0,1 mg si se
desea un análisis cuantitativo de los depósitos solubles en ácido.
(1) El gel de sílice que se ha vuelto inactivo como resultado de la absorción de humedad puede reactivarse calentándolo en un recipiente de
metal abierto en un horno a 119 a 127 °C (246 a 261 °F) durante al menos 12 h. El gel de sílice reactivado debe almacenarse en un recipiente
hermético. El gel de sílice indicador impregnado con cloruro de cobalto cambia de color cuando se satura de humedad.
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2.3.4 Sumerja los cupones de acero en ácido clorhídrico inhibido al 15 % para eliminar las incrustaciones
minerales y los productos de corrosión. Se puede usar agitación ultrasónica para acelerar el proceso de
limpieza. Numerosos inhibidores comerciales están disponibles para proteger el acero durante la
limpieza con ácido. La siguiente solución de inhibidor ha tenido éxito: Se prepara una solución madre de
HCl al 37,5 % a la que se le han agregado 10 g/L de 1,3-di-n butil-2 tiourea (DBT).3 Inmediatamente
antes del uso, la solución madre La solución se diluye agregando lentamente un volumen medido de
solución madre a un volumen igual de agua destilada con agitación. Se debe consultar información
adicional sobre la limpieza de metales que no sean acero.4-7
2.3.4.1 Las probetas que no estén recubiertas con escamas duras o productos de corrosión
fuertemente adheridos se pueden limpiar con chorro de perlas de vidrio. La pérdida de masa
durante la limpieza con chorro debe determinarse limpiando los cupones no expuestos de
acuerdo con el Párrafo 2.3.7.
2.3.5 Después de limpiar, sumerja el cupón en una solución saturada de bicarbonato de sodio durante
un minuto para neutralizar el ácido. Enjuague con agua destilada para eliminar el neutralizador.
2.3.6 Enjuague el cupón inmediatamente en alcohol isopropílico o acetona y séquelo con una corriente
de aire seco. Las líneas de aire deben estar equipadas con trampas y filtros para eliminar todo el aceite
y el agua. Los cupones con películas tenaces deben restregarse con un limpiador doméstico y lana de
acero 000 antes de secarlos con alcohol o acetona.
Examine visualmente el cupón y registre las observaciones.
2.3.7
Someter un blanco previamente pesado que no fue expuesto al corrosivo a
el proceso de limpieza para garantizar que la pérdida de masa por la limpieza no sea significativa.
2.4
Cálculo de la Tasa de Corrosión Media (CR). Se deben usar los siguientes procedimientos para calcular
la tasa de corrosión promedio.
2.4.1 Determine la pérdida de masa del cupón de corrosión y divida la pérdida de masa por el producto
de la densidad del metal (Tabla 1), el área de superficie expuesta total y el tiempo de exposición para
obtener la tasa promedio de corrosión. Las siguientes ecuaciones pueden usarse para determinar la
tasa de corrosión promedio dependiendo de las unidades deseadas.6
2.4.1.1 En la Ecuación (1) se muestra un cálculo de la tasa de corrosión promedio,
expresada como una tasa uniforme de pérdida de espesor por unidad de tiempo en
milímetros por año o milímetros por año (mm/año o mm/a):
(1)
Donde:
CR = tasa de corrosión promedio, milímetros por año (mm/año o mm/a)
W = pérdida de masa, gramos (g)
A = área de superficie expuesta inicial del cupón, milímetros cuadrados (mm2 )
T = tiempo de exposición, días (d)
D = densidad del cupón de metal, gramos por centímetro cúbico (g/cm3 )
2.4.1.2 En la Ecuación (2) se muestra un cálculo de la tasa de corrosión promedio,
expresada como tasa uniforme de pérdida de espesor por unidad de tiempo en mils por año
(mpy):
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(2)
Donde:
CR = tasa de corrosión promedio, mils por año (mpy)
W = pérdida de masa, gramos (g)
A = área de superficie expuesta inicial del cupón, pulgadas cuadradas (in2 )
T = tiempo de exposición, días (d)
D = densidad del cupón de metal, gramos por centímetro cúbico (g/cm3 )
2.4.1.3 En la Ecuación (3) se muestra un cálculo de la tasa de corrosión promedio, expresada
como una tasa uniforme de pérdida de masa por unidad de área por unidad de tiempo en
gramos por metro cuadrado por día (g/m2 /d):
(3)
Donde:
CR = tasa de corrosión promedio, gramos por metro cuadrado por día (g/m2 /d)
W = pérdida de masa, gramos (g)
A = área expuesta inicial del cupón, metros cuadrados (m2 )
T = tiempo de exposición, días (d)
TABLA 1 Densidad de los metales (A)
Material
Densidad, g/cm3 Material
hierros fundidos
Densidad, g/cm3
Aleaciones de cobre
Hierro fundido gris
7.15
latón del almirantazgo
8.53
Hierro maleable
7.27
Latón rojo, 85%
8.75
Latón amarillo
8.47
Aceros
Bronce—5% Aluminio 8.17
Acero carbono
7.86
Bronce-Fósforo 10% 8.78
Aceros de baja aleación
7.85
Cobre-Níquel (90-10) 8.84
9 Cr-1 mes
7.67
Reparto Al-Bronce
7.80
5 Ni
7.98
Cobre de berilio
8.35
9 Ni
8.10
Aceros inoxidables
Otros materiales
UNS(B) S30400 (Tipo 304) 7,90
Aluminio (Al)
2.70
UNS S31600 (Tipo 316) 8,00
Magnesio (Mg)
1.74
UNS S32100, S34700 (Tipos
8.02
321, 347)
Níquel (Ni)
8.90
UNS S41000 (Tipo 410) 7.70
Cinc (Zn)
7.13
13 Cr
7.70
17-4 pH
7.80
22 Cr-5 Ni (doble)
7.89
(A) Las aleaciones son forjadas a menos que se indique lo contrario. (Fuente: ASM Handbook, Vol. 1,
Properties and Selection: Irons, Steels, and High-Performance Alloys, 10th ed., 1990, ASM International,
9639 Kinsman Rd., Materials Park, OH 44073-0002).
(B) Metals and Alloys in the Unified Numbering System (última revisión), una publicación conjunta de ASTM
International (ASTM) y Society of Automotive Engineers Inc. (SAE), 400 Commonwealth Drive, Warrendale,
PA 15096.
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2.4.1.4 En la Ecuación (4) se muestra un cálculo de la tasa de corrosión promedio, expresada
como una tasa uniforme de pérdida de masa por unidad de área por unidad de tiempo en
libras por pie cuadrado por año (lb/ft2 /y):
(4)
Donde:
CR = tasa de corrosión promedio, libras por pie cuadrado por año (lb/ft2 /y)
W = pérdida de masa, gramos (g)
A = área expuesta inicial del cupón, pulgadas cuadradas (in2 )
T = tiempo de exposición, días (d)
2.4.1.5 Factores de conversión: 8-10
1 mm/año = 39,4 mpa
1 µm/año = 0,0394 mpy (µm = micrómetro)
1 mpa = 0,0254 mm/año
1 mpy = 0.001 in/y (pulgadas por año)
1 mil = 0,001 pulgadas
2.5
Cálculo de la Tasa Máxima de Pitting (PR). Se debe utilizar el siguiente procedimiento para calcular la
tasa máxima de picaduras.
2.5.1 Determine la profundidad del hoyo más profundo y divídalo por el tiempo de exposición.
Las siguientes Ecuaciones (5) y (6) pueden usarse para determinar la tasa máxima de picado dependiendo
de las unidades deseadas.
(5)
(6)
2.5.2 Las profundidades de los hoyos pueden medirse con un calibre de profundidad o un calibrador
micrométrico con yunques puntiagudos. El yunque debe ser lo suficientemente pequeño para llegar al
fondo de los pozos. También se puede usar un microscopio óptico calibrado para medir la profundidad
para estimar la profundidad del pozo. El microscopio debe enfocarse primero en el metal no corroído
adyacente al pozo y luego enfocarse en el fondo del pozo. Las secciones transversales metalográficas a
través de las picaduras proporcionan una medición precisa de la profundidad de la picadura si se considera
necesario un alto grado de precisión. Se debe usar la misma técnica de medición en todos los cupones
de un sistema dado. Debe informarse la densidad de picaduras por unidad de área. Puede encontrar
información adicional sobre la medición de picaduras en ASTM(2) G 46.11
2.5.3 La caracterización de las picaduras mediante el cálculo de la tasa de picaduras puede ser engañosa si el
inicio de las picaduras ocurre después de un período de incubación. El tiempo de aparición de las picaduras
varía y el crecimiento de las picaduras puede no ser uniforme. Por lo tanto, se debe tener cuidado al aplicar las
tasas de picaduras calculadas al tiempo de falla del proyecto.
(2) ASTM International (ASTM), 100 Barr Harbor Dr., West Conshohocken, PA 19428-2959.
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Sección 3: Instalación de Cupones de Corrosión
3.1
Tipos de cupones de corrosión
3.1.1 Los cupones de corrosión están disponibles de varios proveedores. Los cupones están disponibles
en muchos tamaños y configuraciones diferentes. El tamaño y la configuración seleccionados dependen
del tipo de soporte que se utilice, el tamaño de la línea y la orientación de la entrada. Los accesorios y
dispositivos de acceso especial que permiten la instalación y recuperación bajo presión pueden requerir
un tipo específico de cupón. Por lo general, es ventajoso estandarizar algunos tamaños para minimizar
los inventarios y eliminar las dificultades de preparación y manipulación.
3.1.2 Los cupones circulares (tipo arandela) que se muestran en la Figura 1 están disponibles en
varios tamaños. El tamaño del cupón circular, que encaja entre un par de bridas de junta anular,
depende del tamaño y tipo de brida en la que se instalará el cupón circular.
3.1.3 En la Figura 2 se muestran cupones tipo anillo para uso en juntas de herramientas de tubería de perforación.
Puede encontrar información adicional sobre el uso de cupones de tubería de perforación en API(3) RP
13B-1.12
3.1.4 Los cupones de corrosión pueden modificarse para estudios de celdas de concentración de
oxígeno. Se puede colocar una banda de goma alrededor del cupón, excluyendo el oxígeno del metal
debajo de la banda de goma.13 Se debe usar un elastómero resistente al aceite si hay hidrocarburos
presentes. Los cupones con bandas no deben usarse para determinaciones de pérdida masiva. Los
cupones agrupados de esta manera no son prácticos en flujos de alta velocidad.
3.2
Composición del cupón
3.2.1 Los cupones generalmente están hechos de 0,1 a 0,2% de acero al carbono que está fácilmente
disponible en forma de tiras y placas y es fácil de trabajar. Según el motivo de la prueba, los metales
utilizados normalmente deben ser idénticos a los del sistema, pero también pueden incluir metales y
aleaciones que se están considerando para su uso en el sistema.
Figura 1: Cupón circular (tipo arandela) y montaje
típico en una brida de unión anular.
3.3
Soportes para cupones: Los soportes para cupones están disponibles en muchos tamaños y formas
para sostener uno o más cupones planos o redondos (tipo varilla). Algunos titulares de cupones
comunes se muestran en las Figuras 3 y 4.
3.3.1 Según el sistema, los cupones de corrosión se pueden montar de varias formas. El montaje debe
cumplir con lo siguiente:
3.3.1.1 Adecuada sustentación de los cupones en el sistema.
3.3.1.2 Aislamiento eléctrico del cupón de otros cupones, del porta cupones y de la tubería
o pared del recipiente, para evitar la corrosión galvánica.
3.3.1.3 Mantenimiento de la posición del cupón en la ubicación deseada y posicionamiento
en el sistema (es decir, ya sea en fase de fluido o de vapor, perpendicular o paralela a la
corriente de flujo).
3.3.1.4 Provisión para el cambio fácil y rápido de cupones en el campo.
(3) Instituto Americano del Petróleo (API), 1220 L St. NW, Washington, DC 20005.
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3.3.2 Los soportes de cupones como el que se muestra en la Figura 3
deben marcarse para que se pueda determinar la orientación del cupón
cuando esté en servicio. (Ver Párrafo 3.4.6.)
3.3.3 Se debe despresurizar el sistema antes de instalar y retirar los
cupones y portacupones que se muestran en las Figuras 3 y 4.
3.3.4 En las Figuras 5 y 6 se muestran dos ejemplos de portacupones
para fines especiales que permiten instalar y retirar el cupón de un
sistema presurizado.
En la Figura 5 se muestra una herramienta de instalación que se puede
usar con válvulas convencionales. En la Figura 6 se muestra un conjunto
de instalación que requiere un accesorio especial en una línea o
recipiente. Cuando se contempla la instalación y extracción de cupones
de un sistema presurizado, el sistema el diseño debe adaptarse a la
longitud de la herramienta. La longitud total depende de la distancia
desde la válvula de acceso hasta la profundidad de inserción final en la
tubería o recipiente.
3.3.5 Hay portacupones disponibles para asegurar un cupón tipo disco
Figura 2: Cupón de anillo de corrosión de tubería
a ras de la pared de la tubería. Los cupones al ras de la pared de la
de perforación: (a) anillo de corrosión de acero
tubería están sujetos a menos turbulencia que los cupones planos o redondos que sobresalen en la
corriente que fluye. Por lo tanto, los cupones empotrados deben proporcionar información que sea
más representativa de la corrosión en la pared de la tubería. Los cupones tipo disco deben
(fabricado de acuerdo con API RP 13B-1); (b) cupón
de anillo de corrosión de acero encapsulado en
plástico; y (c) instalado.
mantenerse en su lugar con tornillos de plástico o de acero revestido. En algunos sistemas, el sulfuro
de hierro puede formar un puente entre el cupón y la pared de la tubería. El cortocircuito resultante
puede aumentar o disminuir la velocidad de corrosión del cupón.
3.3.6 También hay disponibles soportes de
cupones para colocar cupones en las tuberías de
pozos. Los cupones se pueden adjuntar a un tope
de tubería (consulte la Figura 7),14 que puede
estar disponible en algunos proveedores de
bombas subterráneas y compañías de servicios
de cableado. Otro portacupones que se puede
colocar mediante cable en un mandril de bolsillo lateral está disponible en los proveedores de equipos
Figura 3: Portacupones plano con un tapón de
de levantamiento artificial por gas y en las empresas de servicios de cable.
tubo roscado de 60 mm de DE nominal (2 pulg.
Ubicación en el Sistema
y la fijación del cupón de corrosión.
NPT). También muestra el método de aislamiento
3.4
3.4.1 Para obtener la información más confiable de los cupones de corrosión, así como de cualquier
otro tipo de monitor de corrosión, los cupones deben ubicarse donde se produzca la corrosión o sea
más probable que se produzca. Los ingenieros de diseño y corrosión deben colaborar para garantizar
que se incluyan suficientes accesorios de acceso para el control de la corrosión en el diseño de las
nuevas instalaciones. En los sistemas operativos existentes, los registros de fallas por corrosión
pueden identificar áreas corrosivas. Se pueden realizar mediciones ultrasónicas y radiográficas del
espesor del metal para localizar áreas donde se ha producido corrosión. Los cupones pueden
funcionar en la fase líquida o de vapor de un sistema. En sistemas nuevos, la experiencia con otros
sistemas similares a menudo puede ser útil. Se deben considerar las siguientes ubicaciones para los
cupones: (1) áreas de fluido muerto; (2) corrientes de fluidos de alta velocidad y puntos de impacto;
(3) aguas abajo de los puntos
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de posible entrada de oxígeno, como tanques, bombas, unidades de recuperación de vapor y líneas de
Figura 4: Soporte de cupón redondo (tipo varilla) que
usa un tapón de tubo roscado de 60 mm de DE nominal
(2 pulg. NPT) y un disco aislante especial que puede
acomodar ocho cupones redondos (tipo varilla).
reposición de agua en sistemas de endulzamiento de gas; (4) lugares donde es probable que se acumule
agua en sistemas ácidos(4) , como depuradores de succión en compresores, separadores, líneas de drenaje
de agua de deshidratadores y puntos bajos en líneas de gas húmedo; (5) corrientes de amina y glicol que
contienen gas amargo; (6) secciones de vapor en regeneradores de glicol agrio; y (7) áreas donde se produce
una interfaz líquido/vapor.
3.4.2 En las líneas que manejan gas húmedo, el agua puede acumularse en los cambios en la elevación de
la línea, como se muestra en la Figura 8. La corrosión puede acelerarse donde se ha acumulado agua. Los
cupones en dichos sistemas deben ubicarse donde se mojarán con agua para correlacionarlos con las áreas
corroídas. Los cupones ubicados en la fase de vapor podrían indicar solo una ligera corrosión cuando las
áreas mojadas por agua se están corroyendo severamente.
3.4.3 La corrosión en el equipo del pozo subterráneo se puede monitorear mediante la instalación de subtubos
limpios y pesados, o se pueden instalar juntas de presión (600 mm [2 pies] de largo) en la sarta de varillas de
bombeo como cupones de corrosión. Los subs de tubería y varilla deben ubicarse cerca de la parte inferior,
media y superior del pozo. El uso de cupones en la sarta de varillas de bombeo suele ser innecesario porque
cada varilla de la sarta actúa como un cupón.
3.4.4 La corrosión de los accesorios de la cabeza del pozo en pozos que fluyen a alta velocidad que producen
ácidos orgánicos, dióxido de carbono y agua puede ser muy severa. Los cupones de corrosión deben ubicarse
tanto aguas arriba como aguas abajo de los estranguladores para evaluar los efectos de los cambios de
velocidad, temperatura y fases.
Figura 5: Herramienta para instalar y remover cupones
en sistemas bajo presión.
3.4.5 Los cupones ubicados en las líneas de flujo de los pozos pueden verse afectados por la acumulación
de parafina. Los cupones deben ubicarse en una sección de la línea que esté libre de depósitos de parafina.
El niple de la tubería se enrosca en una válvula
existente en la línea o el recipiente. El ensamblaje
Es posible que los cupones ubicados en las líneas superficiales de los pozos no brinden información precisa
sobre las tasas de corrosión en el fondo del pozo. Sin embargo, por lo general se pueden identificar tendencias.
completo se muestra a la izquierda. Una vez colocado
el cupón, se retira la unidad de accionamiento y se
bloquea el portacupones como se muestra a la derecha.
(4) El término agrio se usa en esta norma para denotar sistemas que contienen sulfuro de hidrógeno (H2S).
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3.4.6 Los cupones planos deben orientarse en el sistema de modo que un borde mire hacia el flujo de fluido.
Los cupones de reemplazo deben tener la misma orientación que los cupones anteriores. Los registros
deben indicar la ubicación exacta del cupón en una línea o recipiente (es decir, arriba, en el medio o abajo).
3.4.7 La corrosión en tuberías con pequeñas cantidades de agua a menudo se controla con boquillas de
prueba (consulte el párrafo 3.6.1). Los cupones de corrosión deben colocarse con cuidado para garantizar
que estén sujetos a las condiciones corrosivas de la línea. Los cupones deben instalarse tanto en fase
líquida como de vapor.
3.4.8 En el flujo multifásico horizontal, las fases a veces pueden estar varadas. Se debe tener cuidado para
asegurar que el cupón esté expuesto a la(s) fase(s) corrosiva(s). Por ejemplo, en un sistema de gas húmedo,
se pueden colocar cupones tipo disco de lavado en secciones de flujo anular de la tubería para garantizar el
contacto con la fase acuosa.
3.5
Tiempo de exposición
Figura 6: Herramienta extractora para insertar y retirar
cupones en sistemas bajo presión: (a) conjunto de
3.5.1 Se debe considerar el tiempo de exposición al interpretar los datos del cupón de corrosión. La
inserción utilizado para instalar el portacupones en el
exposición a corto plazo (15 a 45 días) brinda respuestas rápidas, pero puede generar índices de corrosión
accesorio de acceso.
más altos que las exposiciones a largo plazo. Las condiciones agravantes, como el ensuciamiento bacteriano,
El conjunto de inserción se retira después de colocar
pueden tardar en desarrollarse en el cupón. Los tiempos de exposición cortos pueden ser ventajosos al
evaluar la eficacia del inhibidor. A menudo se requieren exposiciones más largas (60 a 90 días) para detectar
y definir el ataque de picaduras. Se pueden usar múltiples titulares de cupones para que se puedan evaluar
los efectos a corto y largo plazo. Debido a que el tiempo de exposición afecta los resultados de las pruebas,
los cupones en el accesorio de acceso; y (b) corte del
accesorio de acceso especial utilizado con la
herramienta extractora. El accesorio está soldado a la
línea o al recipiente. Se muestra con el cupón y el
portacupones instalados.
los períodos de exposición deben ser tan consistentes como sea posible. Una tolerancia de ± 7% permite
una variación de ± 2 d en una exposición de 30 d. Esto es satisfactorio para la mayoría de las aplicaciones.
3.5.2 Cuando se utilizan cupones para evaluar y monitorear el tratamiento con inhibidores de corrosión, se
deben instalar cupones nuevos justo antes del tratamiento. Esto es particularmente importante cuando hay
un largo período entre tratamientos (como en la compresión del inhibidor, el desplazamiento de la tubería y
el tratamiento por lotes poco frecuente de los pozos de gas).
3.6
Otros dispositivos de monitoreo
3.6.1 Niples/carretes de prueba. Estos son normalmente longitudes cortas (300 a 900 mm [1 a 3 pies]) de
artículos tubulares del mismo tamaño y composición metálica que el material utilizado en el sistema. Si los
niples de prueba están hechos del mismo material que la tubería adyacente, la corrosión galvánica del niple
de prueba no es un problema y no debería ser necesario aislar los niples de la tubería. Si las composiciones
de los niples de prueba y las tuberías son diferentes, se debe usar aislamiento eléctrico para evitar la
corrosión galvánica. El aislamiento eléctrico de los niples de prueba en líneas que operan por encima de 14
MPa (2000 psi) y 93 °C (200 °F) es práctico solo si se utilizan carretes con bridas para los niples de prueba.
3.6.1.1 Los niples de prueba generalmente se exponen por períodos más largos (de 90 días a
dos años) que los cupones. Los períodos de exposición más breves pueden proporcionar cierta
información, pero las determinaciones precisas de la tasa de picaduras o de la pérdida de masa
pueden requerir una exposición de seis meses o más.
3.6.1.2 Los niples de prueba deben limpiarse y pesarse con precisión antes y después de la
Figura 7: Tope de tubería operado con cable adaptado
exposición para permitir el cálculo de la tasa de corrosión durante el período de exposición.
como portacupones de fondo de pozo.
3.6.1.3 La pérdida de masa también puede determinarse midiendo con precisión el volumen
interno del niple de prueba antes de la exposición y nuevamente después de la exposición y
limpieza. Para medir las profundidades del pozo, los niples se pueden dividir longitudinalmente
después de determinar la pérdida de masa.
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3.6.1.4 La superficie externa del niple de prueba
debería protegerse de la corrosión atmosférica o
del suelo si la pérdida de masa refleja únicamente
la corrosión interna. La adición de bridas pesadas
a un niple anticorrosivo puede impedir mediciones
Figura 8A: Con caudal bajo (por debajo de la velocidad límite)*
precisas de pérdida de masa directa. Sin embargo,
los niples con bridas pueden proporcionar datos
a) El agua oscila: la corrosión se acelera.
útiles sobre las tasas de picaduras.
b) Corrosión no acelerada.
c) El agua incide en C: la corrosión se acelera con un caudal más alto (por encima de la velocidad límite).*
La corrosión es más severa en los impactos.
3.6.1.5 Los niples/carretes de prueba deben
*Velocidad límite: velocidad por encima de la cual se puede esperar daño por erosión.
limpiarse y las mediciones de volumen, masa o
espesor de pared deben determinarse con
precisión antes y después de la exposición para
permitir los cálculos de la tasa de corrosión durante
el período de exposición.
3.6.2 Dispositivos electrónicos.15-17 Los instrumentos
electrónicos de monitoreo de película inhibidora y de corrosión
Figura 8B: Caudal bajo
incluyen instrumentos de medición de resistencia eléctrica,
Corrosión más severa en B y C.
instrumentos de polarización, sondas galvánicas y sondas de
hidrógeno electrolíticas y de vacío. Todos estos instrumentos
La corrosión más severa en A.
son útiles para detectar alteraciones a corto plazo que pueden
no ser detectadas por los cupones, que miden las tasas de
corrosión promedio. Algunas de las sondas galvánicas y de
polarización tienen elementos metálicos extraíbles que se
pueden pesar antes y después de la exposición.
3.6.3 Sondas de hidrógeno. Se pueden unir cupones de
corrosión a los extremos de las sondas de hidrógeno de tipo
Figura 8C: Tubo vertical vertical en tubería de gas que transporta un pequeño volumen de agua
presión para comparar la pérdida de masa del cupón con la
a) En flujo de alta velocidad, el agua incide en los puntos A y B, acelerando la corrosión.
cantidad de hidrógeno recolectado en la sonda de hidrógeno.
b) A baja velocidad, el agua se acumula en el tramo aguas arriba del circuito, cae en cascada en
El cupón está eléctricamente aislado del cuerpo de la sonda
bucle aguas abajo, incidiendo en el punto A.
de hidrógeno.18
Figura 8: La elección de la ubicación para la instalación del cupón y la interpretación de las
mediciones de la tasa de corrosión del cupón deben tener en cuenta las posibles ubicaciones
de acumulación de fluido y los puntos de impacto. Esta figura muestra lo que puede ocurrir en
los cambios de dirección y elevación en un sistema de gas húmedo.
La existencia activa de las condiciones descritas depende de muchos factores, particularmente
3.6.4 Métodos adicionales para monitorear la corrosión. Los
métodos de monitoreo adicionales que se pueden usar junto
con los cupones se enumeran en el párrafo 1.3.
de la velocidad.
Sección 4: Registro de datos en el informe de cupón de corrosión
4.1
El formulario de informe de cupón de corrosión típico en el Apéndice A muestra el tipo de información que se debe
informar en un programa de monitoreo de corrosión. Se debe usar un formulario separado para cada cupón. Hay
formularios de informes de cupones similares disponibles en laboratorios comerciales y proveedores de inhibidores.
Los registros completos de las pruebas de los cupones son muy importantes para evaluar los programas de
mitigación de la corrosión.
Sección 5: Interpretación de los datos del cupón de corrosión
5.1
Interpretaciones de la tasa de corrosión
5.1.1 Las pautas cualitativas para la interpretación de las tasas de corrosión y picaduras medidas se dan en la Tabla
2. Las tasas promedio de corrosión y picaduras que se muestran en la Tabla 2 están destinadas para uso exclusivo
como guía. La tabla se compiló a partir de información sobre sistemas de acero al carbono. Com
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Se debe ejercer un sentido común en la evaluación de las tasas de corrosión como se muestra en los cupones de
corrosión. Los cupones instalados en sistemas dinámicos pueden indicar una tasa de corrosión más alta que la que
realmente ocurre en la pared interior de la tubería del sistema. Los cupones convencionales sobresalen en la corriente
de flujo y, por lo tanto, están sujetos a más turbulencias que la pared de la tubería. Además, los cupones inicialmente
están limpios y libres de películas protectoras que pueden brindar una protección considerable a la pared de la tubería.
La tasa de corrosión de un cupón puede ser mucho mayor durante los primeros días que después de una exposición
de un mes. Después de que el cupón ha estado expuesto al medio ambiente, pueden comenzar a formarse en el cupón
películas protectoras como aceite, carbonatos, óxidos de hierro y sulfuros y disminuir la velocidad de corrosión. En
otros sistemas, las tasas de corrosión pueden aumentar con un tiempo de exposición más prolongado. Las picaduras
a veces comienzan solo después de un “período de incubación”. La corrosión por depósito generalmente se vuelve
severa solo después de que el cupón ha estado expuesto el tiempo suficiente para que se formen depósitos. Se puede
exponer un cupón hecho de un metal resistente a la corrosión adyacente al cupón bajo prueba para evaluar los efectos
de la erosión mecánica.
5.1.2 El uso de las pautas de la Tabla 2 debe estar moderado por consideraciones económicas y requisitos de
seguridad. Por ejemplo, un proyecto de corta duración normalmente puede tolerar una tasa de corrosión más alta que
un proyecto de alta inversión a largo plazo.
5.1.3 El cálculo de la velocidad de corrosión promedio (Párrafo 2.4.1) asume una pérdida uniforme de metal, lo que
generalmente no es el caso en las operaciones de producción. Estos datos deben ser moderados por la tasa máxima
de picaduras (Párrafo 2.5) para determinar la severidad de la corrosión desde el punto de vista de la operación. Una
tasa de picaduras de 0,13 mm/a (5,0 mpy) en un tubo intercambiador de calor de pared delgada es grave. La misma
tasa de picaduras en una fundición de 76 mm (3,0 pulgadas) de espesor normalmente no tiene consecuencias. Las
tasas de picado deben evaluarse a la luz de las consideraciones descritas en el párrafo 2.5.
5.2
Interpretaciones de la corrosividad del sistema
5.2.1 Los datos recopilados del uso de cupones de corrosión se pueden usar para indicar la corrosividad relativa de un
sistema. Las clasificaciones de las tasas promedio de corrosión utilizadas en la Tabla 2 (baja, moderada, alta y severa)
también pueden interpretarse como la corrosividad relativa de un sistema como baja, moderada, alta o severa. Debe
entenderse que la precisión de la interpretación de los datos del cupón de corrosión como corrosividad del sistema
está sujeta a muchas de las mismas limitaciones enumeradas en los párrafos 5.1 y 5.3. Sin embargo, las interpretaciones
de la corrosividad del sistema se pueden usar para evaluar la corrosividad de los sistemas, monitorear la efectividad
de los programas de mitigación de la corrosión y evaluar la idoneidad de diferentes metales para sistemas y entornos
específicos.
5.3
Limitaciones de interpretación
5.3.1 Los factores que pueden contribuir a la falta de correlación incluyen la ubicación del cupón y las características
del flujo multifásico. Los cupones instalados en un sistema monofásico, como una línea de inyección de agua, se
correlacionan mejor con las tasas de corrosión en los componentes del sistema que los cupones en sistemas trifásicos
de petróleo, agua y gas. En los sistemas multifásicos estratificados, el ataque puede limitarse a la parte del cupón
expuesta a la fase corrosiva. Los cupones brindan información valiosa para exposiciones a largo plazo. Las condiciones
intermitentes, como la entrada periódica de oxígeno en un sistema de agua o de agua en un sistema de gas,
generalmente no se pueden caracterizar con muestras de corrosión estándar con ningún grado de precisión. Los
cupones con bandas a veces brindan evidencia cualitativa de la entrada intermitente de oxígeno. Estas condiciones
intermitentes pueden detectarse registrando instrumentos galvánicos o de polarización (fase líquida) o instrumentos del
tipo de resistencia que se leen con frecuencia (fase líquida o gaseosa). Los datos del cupón reflejan solo la tasa
promedio de corrosión durante el período de prueba. Los cambios importantes, como el inicio de un programa de
mitigación efectivo, pueden evaluarse con cupones de corrosión. Los cupones son útiles para proporcionar respaldo
para otros tipos de monitores de corrosión. Los datos del cupón también deben correlacionarse con la frecuencia de
fallas por corrosión en el sistema que se está estudiando.
5.3.2 El cálculo de la velocidad de corrosión promedio (Párrafo 2.4.1) asume una pérdida uniforme de metal, lo que
generalmente no es el caso en las operaciones de producción. Estos datos deben ser
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templado por la tasa máxima de picaduras (Párrafo 2.5) para determinar la severidad de la corrosión desde el
punto de vista de la operación. Una tasa de picaduras de 0,13 mm/a (5,0 mpy) en un tubo intercambiador de
calor de pared delgada es grave. La misma tasa de picaduras en una fundición de 76 mm (3,0 pulgadas) de
espesor normalmente no tiene consecuencias. Las tasas de picado deben evaluarse a la luz de las
consideraciones descritas en el párrafo 2.5.
Tabla 2 Categorización Cualitativa del Acero al Carbono
Tasas de corrosión para sistemas de producción de petróleo
Tasa Máxima de Picaduras
Tasa de corrosión promedio
(Ver Párrafo 2.5)
mm/
mpy(B)
mm/
mpy
Bajo
año(A) < 0,025
< 1.0
año < 0,13
<5,0
Moderar
0,025–0,12
1,0–4,9
0,13–0,20
5,0–7,9
Alto
0,13–0,25
5,0–10
0,21–0,38
8,0–15
Grave
> 0,25
> 10
> 0,38
> 15
(A) mm/y = milímetros por año
(B) mpy = mils por año
Referencias
1. NACE MR0175/ISO 15156 (última revisión), “Industrias de petróleo y gas natural: materiales para uso en entornos que
contienen H2S en la producción de petróleo y gas” (Houston, TX: NACE y Ginebra, Suiza: ISO).
2. EM Moore, JJ Warga, “Factores que influyen en la sensibilidad al agrietamiento por hidrógeno de los aceros para
tuberías”, CORROSIÓN/76, artículo no. 144 (Houston, TX: NACE, 1976).
3. I. Kayafas, “Nota técnica: Eliminación de productos de corrosión de superficies de fracturas de acero para examen
metalográfico”, CORROSIÓN 36, 8 y 10 (1980): págs. 443, 585.
4. Norma NACE TM0169 (última revisión), "Pruebas de corrosión de metales en laboratorio"
(Houston, Texas: NACE).
5. HG Byars, BR Gallop, “An Approach to the Reporting and Evaluation of Corrosion Cupon Exposure Results,”
Materials Performance 14, 11 (1975): p. 9.
6. ASTM G 1 (última revisión), “Práctica estándar para preparar, limpiar y evaluar especímenes de prueba de
corrosión” (West Conshohocken, PA: ASTM).
7. ASTM G 4 (última revisión), “Guía estándar para realizar pruebas de corrosión en el campo
Aplicaciones” (West Conshohocken, PA: ASTM).
8. “Parte 1—El Sistema Internacional de Unidades,” Journal of Petroleum Technology, 37 (1982):
págs. 2019-2056.
9. JM Campbell, RA Campbell, “Aplicación del Sistema Métrico SI, Parte 2—Las Unidades Básicas,” Journal of
Petroleum Technology, 37, 10 (1985): p. 1801.
10. ASTM SI 10 (última revisión), “Estándar nacional estadounidense para el uso del sistema internacional de
unidades (SI): el sistema métrico moderno” (West Conshohocken, PA: ASTM).
11. ASTM G 46 (última revisión), “Guía estándar para el examen y evaluación de picaduras
Corrosión” (West Conshohocken, PA: ASTM).
12. API RP 13B-1 (última revisión), “Práctica recomendada para pruebas de campo de fluidos de perforación a base
de agua” (Washington, DC: API).
13. FL LaQue, TP May, HH Uhlig, Corrosion in Action (Nueva York, NY: International Nickel
Co. Inc., 1955), pág. 27
14. Corrosión de equipos de pozos de petróleo y gas, 2ª ed. (Dallas, TX: API, 1990).
15. TW McSpadden, “Técnicas de monitoreo de la corrosión”, Actas de la Sección Operativa de AGA, documento nro. 78T-36 (Arlington, VA: Asociación Estadounidense de Gas [AGA], 1978).
16. EL Cole, "Evaluación de métodos de monitoreo de corrosión en sistemas de campos petrolíferos", Materiales
Rendimiento 18, 1 (1979): p.16.
17. DR Fincher, AC Nestlé, JJ Marr, “Tasas de corrosión de cupón versus sonda de hidrógeno
Activity”, Materials Performance 15, 1 (1976): pág. 34.
18. Publicación NACE 1C184 (última revisión), “Monitoreo de la corrosión interna en operaciones de producción de
petróleo y gas con sondas de hidrógeno” (Houston, TX: NACE).
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Apéndice A
Informe de cupón de corrosión típico (no obligatorio)
Este apéndice se considera no obligatorio, aunque puede contener lenguaje obligatorio. Su único objetivo es proporcionar información u orientación
complementarias. El usuario de esta norma no está obligado a seguir, pero puede optar por seguir, cualquiera o todas las disposiciones de este documento.
Arrendamiento o instalación _____________________________________________ número de pozo ______________________________________
Tipo de pozo o instalación______________________________________________________________________________________________
Caudales—Petróleo, m3/d (BOPD)_____________ Agua, m3 /d (BWPD) _____________________________________________________
Gas, m3 /d (MMCFPD) ___________________________________________________________________________________________
Temperatura ________________________________ °C (°F)_________________________ Presión
_________________
MPa (psig)
Análisis de fluidos (adjuntar si es largo) __________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
Análisis de gas (adjuntar si es largo) ____________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
Ubicación del cupón en el sistema ______________________________________________________________________________________
Bosquejo del sistema con la posición del cupón que se muestra:
Número de cupón__________________________________________ Material_____________________________________________
Acabado superficial_______________________________________ Área expuesta_____________________________________________
Dimensiones __________________________________________________________________________________________________
Fecha de instalación ___________________________________
Masa de instalación________________________________________________
Fecha de remoción ______________________________________ Masa de remoción _______________________________________________
Días en el sistema _________________________________
Misa después de la limpieza_____________________________________________
Pérdida de masa_____________________________________________________________________________________________________
Tasa de corrosión promedio: ________________________________________________________________________________mm/y (mpy)
Fosa más profunda medida _____________________________mm (mil) Tasa máxima de picaduras _______________________ mm/y (mpy)
Descripción del depósito antes de la limpieza______________________________________________________________________________
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Análisis de depósito______________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
Descripción del cupón después de la limpieza (p. ej., grabado, picaduras, erosión, etc.) _____________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
Tratamiento químico durante la exposición________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
Otras observaciones ________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________________
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