Spe Wvs Ce Pos349

8/17/2019 Spe Wvs Ce Pos349

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This paper was prepared for presentation at the 2013 SPE WVPS Second South American Oil and Gas Congress held in Porlamar, Edo. Nueva Esparta, Venezuela, 22 –25October 2013.

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RESUMEN

En esta investigación se evaluó el efecto combinado de las bacterias reductoras de sulfato (SRB), CO2, crudo y un paquete de

tratamiento químico sobre la corrosión del acero al carbono en un agua de producción sintética utilizando una caja rotatoria. Durante

los experimentos, se realizaron mediciones del pH, crecimiento de BSR planctónicas, y concentración de iones sulfuro, sulfato, hierro

calcio y magnesio. Después de cada experimento, se cuantificaron las BSR sésiles mediante sonicado y dilución seriada y se

identificaron los productos de corrosión, las células bacterianas y la velocidad de corrosión por microscopía óptica, microscopía

electrónica de barrido, pérdida de masa y perfilometría láser. Se determinó que tanto la pérdida de masa como la corrosión por

picaduras localizadas es dos y tres veces mayor en soluciones que contienen 10% BSR y 10% de CO2, respectivamente, y cinco veces

mayor con soluciones que contienen 10% CO2 y 10% de BSR simultáneamente. El crudo evaluado tiene un punto de inversión de la

emulsión del 50%, una humectabilidad mixta y un comportamiento inhibidor puesto que se observó una reducción del 26% en la

pérdida de masa. El uso de un paquete comercial de tratamiento con un inhibidor de corrosión fílmico a base de sales de amonio

cuaternario, un biocida a base de glutaraldehído y sales de amonio cuaternario y un inhibidor de incrustaciones a base de ácido

poliepoxisuccínico disminuyó la velocidad de corrosión en un 96%, controla el crecimiento de BSR por debajo de 102 cél/cm2 y

reduce el riesgo de formación de incrustaciones.

INTRODUCCIÓN

La industria del petróleo y gas utiliza tuberías y equipos de aceros al carbono y de baja aleación debido a su bajo costo, alta

disponibilidad, alta resistencia mecánica y relativamente fácil fabricación. La corrosión interna por picadura es un problema

importante en estas infraestructuras debido al flujo, la presión, la temperatura, los gases (CO2 , H2S , O2) y BRB.1-3 El riesgo

asociado a la corrosión interna se logra controlar con el diseño apropiada del equipo de producción y las instalaciones de transporte,

así como el uso de un tratamiento químico apropiado.4 – 7

En general, los estudios de la corrosión influenciada microbiológicamente (MIC) se basan en pruebas microbiológicas y técnicas

gravimétricas en la que se establece el tiempo experimental basado en la cinética de crecimiento de los microorganismos planctónicos.

Sin embargo, una característica básica de MIC es la formación de una biopelícula sobre la superficie metálica (microorganismos

sésiles). Estudios8-16 a nivel de laboratorio, han determinado que la cinética de crecimiento de las bacterias sésiles es diferente a los

microorganismos planctónicos y que el período de incubación para el crecimiento de bacterias sésiles es relativamente largo. Una vez

que se forma la biopelícula, la superficie metálica es susceptible a la corrosión localizada. MIC por BSR afecta a la industria de

petróleo, sobre todo durante la extracción, transporte y almacenamiento.

El petróleo puede tener un efecto importante en la velocidad de corrosión de tuberías en medios que contienen CO2 y H2S,

dependiendo del tipo de petróleo, corte de agua y de las condiciones hidrodinámicas. Investigaciones anteriores20-26 se han realizado

para tratar de explicar el efecto del crudo en la corrosión del acero al carbono, que se utiliza ampliamente en la industria petrolera. La

corrosividad del petróleo conteniendo agua se puede determinar por una combinación de tres propiedades: 27 el tipo de emulsión

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Efecto sinérgico de productos químicos en el control de corrosión eincrustaciones en aguas de producción de la industria petrolera A.De Turris*, J. Castillo, M.De Romero, Universidad del Zulia, S. Papavinasam, CANMET Materials TechnologyLaboratoryDivisión: Doctorado


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formada entre el crudo y el agua, la humectabilidad de la superficie del acero, y la corrosividad de la fase acuosa presente en el crudo.

Se han realizado varias investigaciones para explicar la influencia de los gases ácidos y BSR individualmente8-16 pero los estudios

para investigar su efecto combinado son mínimos. Los paquetes de tratamiento químicos para el control de la corrosión en campo

constan de inhibidores de corrosión, inhibidores de incrustaciones y biocidas.5 Según varios estudios,28 - 37 no existe un consenso

sobre el efecto combinado de inhibidores de corrosión, biocidas e inhibidores de incrustaciones sobre la corrosión, crecimientos

bacterianos e incrustaciones.

El objetivo de este trabajo fue investigar el efecto de las BSR, CO2, petróleo y un tratamiento químico sobre la corrosión del acero al

carbono en un agua de producción.

PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL

Cultivo mixto de BSR (CMBSR)

Una muestra de CMBSR se obtuvo de un agua de producción de un campo petrolero en el occidente Venezolano. Se prepararon varios

inóculos en un medio de cultivo bacteriano Postgate B (PGB) que contiene cloruros según los procedimientos descritos en la norma

NACE TM0194.38 Los inóculos fueron almacenados a 4 °C y se activaron antes de su uso. Tras la activación; la concentración de

bacterias planctónicas alcanzó 108 células/mL en 48 horas para alcanzar concentraciones sésiles similares al estuario natural (10

células/cm2).

Agua de Producción Sintética (APS)

El APS se preparó con una composición similar a la del agua de producción natural siguiendo la norma estándar ASTM (1)-D1141.39 Se

le añadió lactato de sodio, como una fuente orgánica para el crecimiento de la SRB.38

Punto de Inversión de la Emulsión (EIP)

El EIP se determinó según la norma ASTM G20540 a partir de una gráfica de resistencia versus la relación crudo-agua. El EIP es el

primer punto en la gráfica en la que la resistencia comienza a disminuir de manera significativa.

Humectabilidad

Esta prueba se realizó utilizando el método de difusión descrito en la norma ASTM G205.40 Para los experimentos de presión elevada

el equipo se presurizó hasta la presión de campo de 10 bar con CH 4 y CO2 para evaluar el posible efecto de ambos gases en los

resultados. La humectabilidad de la superficie del acero al carbono se determinó basándose en el número de probetas que exhiben baja

resistencia ( 200 k ). Si 16 o más probetas indican una baja resistencia, la superficie se clasifica como una superficie humedecible

por agua. Si entre 5 a 15 probetas exhiben baja resistencia, entonces se clasifica como una superficie de humectabilidad mixta. Si 4 o

menos probetas indican baja resistencia, se considera una superficie humedecible por el crudo.

Pruebas de Corrosión

Todos los ensayos de corrosión se llevaron a cabo en una caja rotatoria41-42 según las normas ASTM G170,43 ASTM G18444 y ASTM

G202.45 Las variables directas simuladas en el laboratorio fueron las siguientes: composición de material (acero al carbono) ,

composición de líquidos (agua de producción y petróleo), crecimiento planctónico y sésil (108 células/mL y 106 células/cm2

respectivamente), temperatura (37 ºC), presión atmosférica y el pH de la solución con una mezcla de CO2-argón a una relación de

10/90. El flujo es una variable indirecta y para simularlo se determinaron los parámetros hidrodinámicos de la tubería: esfuerzo de

corte y número de Reynolds con ecuaciones desarrolladas previamente. 42,46-48 Todas las pruebas se realizaron por duplicado con unacaja rotatoria de 80 mm de diámetro y una velocidad de rotación de 100 rpm . En cada prueba, se utilizaron 8 cupones (34,14 cm2), y

los experimentos se llevaron a cabo en 4 L de solución. Para los experimentos con petróleo, se utilizaron 400 mL (10%) de petróleo.

Para los experimentos en presencia de BSR; se utilizaron 400 mL (10%) de inóculo. El volumen total de la solución se completó con

APS. Cada prueba se realizó durante 96 horas. Los cupones se prepararon de acuerdo a las normas ASTM G01 49 y ASTM G3150. Los

fluidos (APS y petróleo) y la caja rotatoria se desairearon antes de comenzar las pruebas con argón por el procedimiento descrito en la

norma ASTM G 20245. La solución fue pre-saturada con la mezcla de CO2-argón a una relación 10/90. La inyección de gas se

mantuvo durante toda la prueba. Cada 24 horas se extrajo solución de la caja rotatoria para determinar el contenido de bacteria

planctónicas por el método de dilución seriada según la norma NACE TM019438, el pH y las concentraciones de sulfuro, sulfato

calcio, magnesio y hierro. Después de la prueba, se limpiaron químicamente siete cupones y se determinó la pérdida de masa según la

norma ASTM G1651 y ASTM G46.52 Se utilizó un cupón para medir las bacterias sésiles sometiendo el mismo a ultrasonido (energíaequivalente a 2880 J) para desprender las BSR sésiles las cuales se cuantificaron utilizando el método de dilución seriada.


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Influencia del Tratamiento Químico

Para estudiar la influencia del tratamiento químico en la velocidad de corrosión se evaluó un paquete comercial utilizado

individualmente en el campo midiendo la pérdida de masa, el crecimiento de BSR planctónicas y sésiles, así como el aumento de la

solubilidad de calcio y de magnesio. La Tabla 1 presenta las principales características de los productos químicos utilizados y en la

Tabla 2 se presenta el diseño experimental utilizado en este estudio para evaluar la eficiencia de los productos. Esta tabla muestra las

ecuaciones utilizadas para calcular el efecto sinérgico de los productos químicos utilizados para el tratamiento, teniendo en cuenta un

porcentaje de cada problema característico del sistema que se reduce al mínimo por el uso de un tratamiento químico apropiado. Los beneficios generados por los productos químicos utilizados se pueden clasificar como: reducción de la pérdida de masa (RPM)

reducción en BSR planctónicas (RBP), reducción en BSR sésiles (RBS) y aumento en la solubilidad del calcio (ISC) y del magnesio

(ISM). Se consideraron las siguientes fracciones de relevancia: 28% en la reducción de la pérdida de masa, 13% y 22% en la

reducción de las BSR planctónicas y sésiles, respectivamente, y 19% y 18% para el aumento de la solubilidad de los iones calcio y

magnesio, respectivamente. Estos valores de relevancia se obtuvieron de encuestas realizadas a personal especializado a nivel de

planta, de empresas de tratamiento químico e investigadores en el área de corrosión y de tratamiento químico.

Tabla 1. Productos químicos utilizados para el tratamiento del APS con BSR y CO 2 Producto Ingrediente Activo Dósis

Recomendada(ppm)

DósisUtilizada

(ppm)

pH

Inhibidor de Corrosion

Sales de amonio cuaternarioactuando como amina fílmica 5 - 30 30 7,5Biocida El glutaraldehído con sal de

amonio cuaternario20 - 200 200 4,3

Inhibidor de Incrustaciones Acido poliepoxisuccínico 1 - 10 10 12,8

Tabla 2. Ecuaciones utilizadas para calcular el efecto sinérgico de los químicos involucrados en eltratamiento de APS con SRB y CO2.

Reducción en la pérdida de masa (RPM)Reducción en las SRB planctónicas (RBP)Reducción en las SRB sésiles (RBS)

Incremento en la solubilidad del calcio (ISC)Incremento en la solubilidad del magnesio (ISM)

1100*,

,

Quimico No

QuimicoQuimico No

X

X X RX

2100*

,max,

,

Quimico NoQuimico

Quimico NoQuimico

Y Y

Y Y IY

X: Pérdida de masa (PM), BSR Planctónica (BP) y BSR Sésil (BS)Y: Concentración de Calcio (C) y Magnesio (M)R: ReducciónI: Incremento

ESTQ (%) = YRPM*RPM + YRBP*RBP + YRBS*RBS + YISC*ISC+YISM*ISM (3)

ESTQ (%): Eficiencia sinérgica del tratamiento químico

YRPM (fracción): Relevancia en la Reducción en la pérdida de masa= 0.28 YRBP (fracción): Relevancia en la Reducción en las SRB Planctónica= 0.13 YRBS (fracción): Relevancia en la Reducción en las SRB Sésil= 0.22 YISC (fracción): Relevancia en el Incremento en la solubilidad del calcio= 0.19 YISM (fracción): Relevancia en el Incremento en la solubilidad del Magnesio= 0.18

Criterio de Clasificación para los tratamientos químicos:ESTQ < 70% Eficiencia Baja70% < ESTQ


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RESULTADOS Y DISCUSIÓN

Agua de Producción Sintética

La Tabla 3 presenta la composición del agua de producción natural (APN) y sintética (APS). Las composiciones de ambas son

similares, con altas concentraciones de cloruro. Los sólidos disueltos totales (SDT) estaban dentro del rango que normalmente se

encuentran en el agua de producción natural de los campos petroleros.5 La presencia de cationes como el calcio (Ca2+) y magnesio

(Mg2+

) indica que el agua de producción sintética tenía una alta tendencia a formar incrustaciones.

Tabla 3. Composición del Agua

Parámetro Agua de Producción

Natural (mg/L) Agua de Producción

Sintética (mg/L)

pH 6.9 6.9 0.1

Sulfato 191 205 11

Calcio 11920 11770 423

Magnesio 1522 1614 95

Hierro 1.8


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Humectabilidad

La Tabla 4 presenta el número de probetas que exhibieron baja resistencia ( 200 K ) en las pruebas de humectabilidad a baja y alta

presión para el crudo analizado. Las resistencias en todas las mediciones fueron superiores a 200 K cuando sólo se vertió crudo en e

equipo a baja y alta presión, tal como se indica en la norma ASTM G205 40. Cuando se inyectó APS en el petróleo, la resistencia a baja

presión mostró una superficie con tendencia a ser humedecida por el crudo (0 probeta con baja resistencia), pero a alta presión mostró

una superficie con humectabilidad mixta (10 probetas en promedio mostraron una baja resistencia). Los experimentos a presión

elevada indican claramente que la superficie del acero se convirtió a una tendencia humectante mixta y posiblemente más susceptiblesa la corrosión.

Los resultados no mostraron ningún efecto significativo debido al CH 4 o CO2 al ser utilizados para saturar y/o presurizar el aparato de

humectabilidad. Un estudio27 anterior determinó la variación de la resistencia como una función del tiempo. Se encontró que las

mediciones de resistencia estable y reproducible se obtienen después de 24 horas. Sin embargo, las mediciones de resistencia

obtenidos en esta investigación a los 30 minutos y 24 horas no mostraron diferencias significativas.

Tabla 4. Número de probetas presentando baja resistencia (

200 K

) en las pruebas de humectabilidad

P(bar)Petróleo + CH4 Petróleo + APS + CH4 Petróleo + CO2 Petróleo + APS + CO2

30 min 24 h 30 min 24 h 30 min 24 h 30 min 24 h

1 0 0 0 0 0 0 0 010 0 0 10 9 0 0 9 11

Efecto del Petróleo y el tratamiento químico en el Crecimiento de BSR

La Figura 2 presenta el crecimiento de BSR planctónicas en condiciones dinámicas con 10% de inóculo, junto con la variación en la

concentración de sulfuro en las pruebas sin tratamiento químico con y sin: crudo y CO2. La Tabla 5 presenta el efecto del petróleo y

del tratamiento químico en el crecimiento de BSR planctónicas y sésiles, la producción de sulfuro y consumo de sulfato. Sin

tratamiento químico, el crecimiento de las bacterias planctónicas se mantuvo constante en 10 8 células/mL aproximadamente, lo que

indica esta alta concentración bacteriana.

Figura 2. Comparación del crecimiento planctónico y el contenido de sulfuro en APS con BSR y CO2 en la presencia decrudo y sin crudo

Sin embargo, a las 48 horas mostró un ligero aumento a 109 células/mL, que corresponde con un aumento en la producción de sulfuro

para las pruebas sin petróleo y posteriormente una reducción del crecimiento bacteriano a 10 8 células/mL hasta el final de la prueba

La presencia de petróleo cambió el tiempo de máximo crecimiento de BSR planctónicas y del contenido de sulfuro a 72 horas en lugar

de las 48 horas para las pruebas obtenidas sin petróleo. Este efecto se debió posiblemente a la interferencia del petróleo en el proceso de adaptación de las bacterias al medio.


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Table 5. Efecto del petróleo y tratamiento químico en el crecimiento planctónico y sésil, producción de sulfuro yconsumo de sulfato

%CO2(2)

%Crudo

(3)

TratamientoQuímico (mg/L) Inoculo

(cel/mL)Promedio

BSR Planctónica (cel/mL)BSR Sésil(cel/cm

2) Promedio

Producciónde Sulfuro (4) Promedio

Consumo deSulfato (5) Promedio

IC B II Inicial Promedio Final Promedio Final (mg/L) (mg/L)

0 0 0 0 0 00

00

00

00

0,00,0

33

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0 3

10 0 0 0 0 00

00

00

00

0,00,0

35

10 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0 7

0 0 0 0 0 109

108 -10

9

108

107 -10

8

108

107 -10

8

106

106 -10

7

11,410,1

153162

0 0 0 0 0 108 10

7 10

7 10

7 8,8 170

10 0 0 0 0 109

109

108

107 -10

8

108

108 10

6 10

6

6,17,1

194193

10 0 0 0 0 109 10

7 10

8 8,0 191

10 10 0 0 0 109

109

108

108

108

108

103

102 -10

3

11,110,2

205187

10 10 0 0 0 109 10

8 10

8 10

2 9,3 169

10 0 30 0 0 109

109

108

107 -10

8

105

105 -10

7

105

104 -10

5

4,54,3

170157

10 0 30 0 0 109 10

7 10

7 10

4 4,0 144

10 0 0 200 0 109

109

108

107 -10

8

00

00

0,00,0

1919

10 0 0 200 0 109 10

7 0 0 0,0 18

10 0 0 0 10 109

109

108

108

107

107 -10

8

103

103 -10

5

3,75,2

95104

10 0 0 0 10 109 10

8 10

8 10

5 6,7 112

10 0 30 200 0 109

109

108

107 -10

8

00

00

0,00,0

1610

10 0 30 200 0 109 10

7 0 0 0,0 3

10 0 30 200 10 109

109

108

108

00

00

0,00,0

812

10 0 30 200 10 109 10

8 0 0 0,0 15

IC: Inhibidor de Corrosión BI: Biocida II: Inhibidor de Incrustaciones(1): % volumétrico de inóculo agregado al medio en la fase liquida(2): % volumétrico de CO2 agregado al medio en la fase gas con argón(3): % volumétrico of petróleo agregado al medio en la fase liquida(4): Calculado como la diferencia en el contenido de sulfuro en el tiempo t = 48 h menos el contenido de sulfuro en el tiempo t = 0 h(5): Calculado como la diferencia en el contenido de sulfato en el inicio y final de la prueba

Este efecto también se reflejó en las bacterias sésiles con un crecimiento más lento debido a la afinidad parcial de petróleo a la

superficie del acero que afecta la rápida formación de biopelículas y la adhesión sobre la superficie de la probeta. Desde el punto

máximo, el contenido de sulfuro disminuye hasta el final de la prueba, debido al alto consumo de estos iones cuando aumentan los

iones ferrosos debido a la corrosión del metal, siendo la corrosión mayor en presencia de CO2 sin petróleo. Por otro lado, hubo un

consumo de sulfato debido al consumo por las bacterias de 162 mg/L, 193 mg/L y 187 mg/L en las pruebas con BSR, BSR + CO 2 y

BSR + CO2 + petróleo, respectivamente. Con el desarrollo de esta curva de crecimiento se confirmó que después de 96 horas se

obtuvo un crecimiento de BSR sésiles de 106 células/cm2 en las pruebas sin petróleo similar al campo.

Las pruebas con inhibidor de corrosión arrojan que este producto tiene un efecto biocida, ya que reduce el crecimiento de BSR

planctónicas y sésiles entre uno y dos órdenes de magnitud, debido a que este inhibidor tiene sales de amonio cuaternario que son

compuestos con propiedades tensioactivas, y también se observó un aumento en la producción de sulfuro y en el consumo de sulfato

indicativo de que las bacterias estaban activas.

En las pruebas con biocida se observó que no hubo crecimiento de BSR ni a nivel planctónicas ni a nivel sésil. Además no hubo

producción de sulfuro en el medio y apenas un consumo pequeño de sulfato, debido a que este producto consiste en una mezcla de

glutaraldehído y sales de amonio cuaternario que oxidan la célula bacteriana.

Las pruebas con inhibidor de incrustaciones a base de ácido poliepoxisuccínico mostraron que este producto no tuvo ningún efecto biocida puesto que las bacterias planctónicas se mantuvieron en un nivel alto (hubo una alta producción de sulfuro y un alto consumo

de sulfato), pero el crecimiento de las bacterias sésiles fue 104 células/cm2 aproximadamente dos órdenes menor que el blanco,

asociado con un efecto de dispersión del inhibidor de incrustaciones que causó un crecimiento de BSR sésiles menor.

Debido a los efectos individuales mostrados por los productos químicos, cuando ellos se utilizan juntos la actividad bacteriana tanto

planctónicas y sésiles cesa por completo, sin la producción de sulfuro y con bajo consumo de sulfato.

Efecto del tratamiento químico sobre las incrustaciones y el hierro

La Tabla 6 presenta el pH final y el cambio en el contenido de calcio, magnesio, hierro soluble e hierro precipitado. Se puede observar

que la mejor condición es cuando el APS + 10 % BSR + 10 % de CO 2 se trata con un paquete comercial de tratamiento químico,


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donde el pH es ácido (5,7). Bajo esta condición se obtuvo la más alta solubilidad de calcio y de magnesio debido a la acción de

inhibidor de incrustaciones. En general se mantuvo el pH en las otras pruebas dentro de un rango ácido (5,7 a 5,8), debido a la adición

continua de CO2 al medio con el fin de mantener las condiciones anaeróbicas en el reactor, y para simular las condiciones de planta

relacionadas con la coexistencia de BSR y CO2.

El contenido de hierro en el medio se redujo a medida que la pérdida de masa de los cupones se redujo por el uso de diferentes

tratamientos químicos. Sin embargo, se observó una mayor cantidad de hierro en el medio en pruebas con inhibidor de incrustaciones

en comparación con la prueba sin tratamiento. Este comportamiento se asocia con el efecto de dispersión del inhibidor deincrustaciones que permitió mantener los iones ferrosos en solución. La precipitación más alta de calcio y magnesio se observa en las

pruebas sin tratamiento químico o con el uso de inhibidor de corrosión solamente, debido a la tendencia incrustante del agua de

producción por el alto contenido de calcio y los iones de magnesio combinado con la adición continua de CO 2, lo que hace que estos

iones precipiten como carbonatos o sulfatos5.

Tabla 6. pH Final y cambio en el contenido de calcio, magnesio, hierro soluble y precipitado

%BSR(1)

% CO2(2)

%Crudo

(3)

TratamientoQuímico(mg/L)

pHFinal

Promedio Calcio Promedio Magnesio Promedio

Hierro Promedio

HierroPrecipitado Promedio

CI B SI (mg/L) (mg/L) (mg/L) (mg/L)

0 0 0 0 0 0 6,97,0

-180-190

-30-25

7,67,8

2,11,8

0 0 0 0 0 0 7,0 -200 -19 8,0 1,5

0 10 0 0 0 0 5,2

5,3

-792

-666

-49

-41

26,3

24,3

3,8

6,10 10 0 0 0 0 5,3 -539 -33 22,2 8,3

10 0 0 0 0 0 6,76,6

-232-215

-37-32

12,813,1

6,58,5

10 0 0 0 0 0 6,4 -197 -27 13,3 10,4

10 10 0 0 0 0 5,95,8

-751-836

-96-113

22,025,3

23,721,9

10 10 0 0 0 0 5,7 -921 -130 28,6 20,1

10 10 10 0 0 0 5,75,7

-689-535

-30-29

25,525,3

8,68,1

10 10 10 0 0 0 5,7 -380 -28 25,1 7,6

10 10 0 30 0 0 5,85,8

-696-705

-71-71

10,29,7

2,32,4

10 10 0 30 0 0 5,8 -714 -70 9,2 2,5

10 10 0 0 200 0 5,75,8

-239-187

-19-18

19,319,8

0,01,0

10 10 0 0 200 0 5,8 -135 -16 20,2 1,9

10 10 0 0 0 10 5,75,7

455384

1724

35,833,6

2,94,5

10 10 0 0 0 10 5,7 313 31 31,3 6

10 10 0 30 200 0 5,75,7

-153-181

-29-34

6,77,2

0,00,2

10 10 0 30 200 0 5,7 -208 -38 7,7 0,4

10 10 0 30 200 10 5,75,7

474429

3032

4,93,9

0,00,0

10 10 0 30 200 10 5,7 384 34 2,9 0,0

Las pruebas con inhibidor de incrustaciones mostraron un aumento en la concentración de iones de calcio y magnesio en solución

asociado con el efecto de dispersión del ácido poliepoxisuccínico, que evita las incrustaciones a pesar del alto contenido de calcio,

magnesio, sulfatos y los iones de carbonato en el agua de producción. Cabe señalar que la reducción de sulfato en el medio se asocia

sobre todo con el proceso de desasimilación de sulfato llevado a cabo por las BSR durante su crecimiento. Sin embargo, una parte del

sulfato también precipita con el calcio en el medio. Esto explica por qué en las pruebas con inhibidor de incrustaciones solamente, el

contenido de sulfato fue ligeramente mayor que en otras pruebas con el crecimiento bacteriano. Las pruebas con biocida mostraron

que este producto (glutaraldehído y sales de amonio cuaternario) también mantiene una mayor cantidad de iones de calcio y de

magnesio dispersado en el medio, debido a su efecto tensioactivo.

Efecto de BSR, CO2 y el tratamiento químico en la corrosión del acero al carbón

La Tabla 7 presenta el efecto de BSR, CO2, petróleo y tratamiento químico en la pérdida de masa, su desviación estándar y el

incremento en la densidad de picaduras del acero al carbono. En ausencia de CO2 y BSR tanto la pérdida masa general y localizada fue

baja (5,4 mg) y 0 pic/mm2, respectivamente, pero en presencia de CO2 o BSR se puede observar un incremento tanto en la pérdida de

masa y en la corrosión localizada por picaduras; sin embargo, la susceptibilidad a la corrosión localizada por picaduras fue mayor en

presencia de BSR que de CO2. La presencia simultánea tanto de BSR y 10% de CO2 sinérgicamente aumentó tanto la pérdida de masa

como la corrosión localizada por picaduras de acero al carbono a 23,9 mg y 3,5 pic/mm2 respectivamente. La presencia de petróleo

disminuyó en un 26% la pérdida de masa hasta 17,3 mg y la corrosión por picaduras localizadas a 2.4 pic/mm 2, por lo que el petróleo

mostró un comportamiento inhibidor. Otros autores1-5 que trabajaron con crudo venezolano han obtenido efectos inhibitorios entre 35-

52% para diferentes fracciones SARA (saturados, aromáticos, resinas y asfáltenos). La pérdida de masa fue 17,3 mg menor en las


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pruebas con el inhibidor de corrosión, asociado con el efecto protector del mismo. El biocida redujo la pérdida de masa en 13,1 mg

debido a la eliminación de BSR planctónicas y sésiles, y con el inhibidor de incrustaciones, la pérdida de masa fue de 4,3 mg más baja

que en las pruebas sin este producto, lo cual confirma la baja función de este producto como un inhibidor de corrosión. La pérdida de

masa más baja se obtuvo en las pruebas en las que se utilizan los productos químicos simultáneamente por su efecto sinérgico.

Eficiencia del tratamiento químico

La Tabla 8 presenta la eficiencia del tratamiento químico en el agua de producción sintética con BSR y CO 2. Las pruebas con einhibidor de corrosión o el inhibidor de incrustaciones solo mostraron una baja eficiencia de tratamiento y el biocida demostró una

eficacia intermedia. Las pruebas con una mezcla de inhibidor de corrosión y biocida mostraron una eficiencia de tratamiento

intermedio y con la mezcla de inhibidor de corrosión, biocida e inhibidor de incrustaciones juntos mostraron la máxima eficiencia de

tratamiento (96 %). El producto con la mayor contribución a la eficiencia global de tratamiento químico (ESTQ) es el biocida.

Morfología de Ataque

Se observó la máxima densidad de picaduras en las pruebas sin tratamiento químico equivalente a una tasa de corrosión por picaduras

máximo de 172 mpy , lo que representa una grave corrosión por picadura ( 15 mpy) de acuerdo con la norma NACE RP0775. 54 Las

microfotografías tomadas con un microscopio óptico a 5X de magnificación y las imágenes de electrones secundarios (SE) tomadas

con un MEB con magnificaciones de 200X mostraron el tipo de daño por corrosión y se utilizó para determinar el diámetro promedio

de las picaduras formadas para las diferentes pruebas (Figura 3) . El daño más severo por picaduras y la mayor densidad de picaduras

se observó en las pruebas en las que se obtuvo un crecimiento significativo de BSR. Las picaduras más grandes (50 micras dediámetro promedio) se obtuvieron en los cupones expuestos a BSR y CO2 simultáneamente.

Tabla 7. Efecto de BSR, CO2, crudo, y tratamiento químico en la pérdida de masa y la corrosión localizada porpicaduras

BSR(1)

% CO2(2)

%Crudo

(3)

TratamientoQuímico(mg/L)

Pérdidade masa

Promedio DesviaciónEstándar

Promedio Cambio Promedio en densidad de

picaduras

CI B SI (mg) (mg) (pits/mm2)

0 0 0 0 0 0 5,45,4

0,90,7 0

0 0 0 0 0 0 5,3 0,5

0 10 0 0 0 0 15,6

15,2

0,5

1,2 0,70 10 0 0 0 0 14,8 1,9

10 0 0 0 0 0 9,310,7

1,51,4 2,6

10 0 0 0 0 0 12 1,3

10 10 0 0 0 0 22,923,9

0,30,9 3,5

10 10 0 0 0 0 24,9 1,5

10 10 10 0 0 0 17,617,3

0,30,9 2,4

10 10 10 0 0 0 16,9 1,5

10 10 0 30 0 0 6,86,6

0,60,9 0

10 10 0 30 0 0 6,4 1,1

10 10 0 0 200 0 9,9 10,8 0,4 1,0 010 10 0 0 200 0 11,6 1,5

10 10 0 0 0 10 19,919,6

10,8 2,5

10 10 0 0 0 10 19,2 0,5

10 10 0 30 200 0 3,63,4

1,11,1 0

10 10 0 30 200 0 3,2 1

10 10 0 30 200 10 32,5

0,10,4 0

10 10 0 30 200 10 2 0,7


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Table 8. Eficiencia del tratamiento químico en APS con SRB y CO 2.

TratamientoQuímico (mg/L)

Reducciónen pérdidade masa

(mg)

Reducción enSRB Planctónico

Reducción enSRB Sésil

IncrementoSolubilidaddel Calcio

IncrementoSolubilidad

del Magnesio

Eficienciatratamiento

químico

ICRPM(%)

RBP(%)

RBS (%) ISC (%) RSB (%) EGTQ (%) ISM (%) EGTQ (%)

30 72 19 25 19 25 10 29 35

0 55 100 100 100 100 50 65 72

0 18 6 33 6 33 93 93 48

30 86 100 100 100 100 50 54 78

30 90 100 100 100 100 97 99 96

A. Fotomicrografía con un microscopioóptico con magnificación de 5X

B. Imagen de electrones secundarios (SE)con el MEB con magnificación de 200X

Figura 3. Fotomicrografía con microscopio óptico y microscopio electrónico de barrido

CONCLUSIONES.

La presencia de BSR o CO2 en el APS aumenta la pérdida de masa en aproximadamente 2X y 3X , respectivamente. La presenciade estos elementos también aumentan la corrosión localizada por picaduras, siendo mayor el daño en las pruebas con BSR.

La presencia simultánea de CO2 y BSR en el APS aumento 5 veces la pérdida de masa, y produjo la mayor corrosión localizada por picaduras. En estas pruebas, el efecto sinérgico de cada componente fue aproximadamente aditivo.

Bajo las condiciones de operación de las tuberías analizadas en esta investigación, el punto de inversión de la emulsión agua/crudo(no corrosivo) a emulsión crudo/agua (corrosivo) se produce en el 50 % de agua para el petróleo mediano ( gravedad API 25 )

analizado.

En presencia del petróleo evaluado la fase acuosa se vuelve menos corrosiva, por lo tanto, el petróleo analizado es un crudoinhibidor.

El uso simultáneo de un inhibidor de corrosión a base de mezclas de sales de amonio cuaternario, un biocida a base de mezclas deglutaraldehído y sales de amonio cuaternario y un inhibidor de incrustaciones a base de ácido poliepoxisuccinico a las dosis aplicadas

de 30, 200 y 10 ppm, respectivamente, producen la máxima protección del acero al carbono expuesto (96 %).

El inhibidor de corrosión en el paquete utilizado tiene un pequeño efecto biocida, el biocida tiene un pequeño efecto dispersante desales y el inhibidor de incrustaciones tiene un pequeño efecto dispersante de la biopelícula bacteriana.

0.5 mm


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