Corrosión por sulfuro de hidrógeno en las industrias de petróleo y gas

Los oleoductos desempeñan un papel crucial en el sector del petróleo y el gas al facilitar el transporte de productos a instalaciones de tratamiento, depósitos de almacenamiento y complejos de refinería. Dado que estos oleoductos transportan sustancias valiosas y peligrosas, cualquier posible falla conlleva importantes consecuencias financieras y ambientales, incluido el riesgo de pérdidas económicas catastróficas y amenazas a la vida humana. Las fallas pueden surgir de varios factores, incluida la corrosión (externa, interna y agrietamiento por tensión), problemas mecánicos (como fallas de material, diseño y construcción), actividades de terceros (accidentales o intencionales), problemas operativos (mal funcionamiento, insuficiencias, alteraciones de los sistemas de protección o errores de los operadores) y fenómenos naturales (como rayos, inundaciones o cambios de terreno).

Se ilustra la distribución de las fallas a lo largo de 15 años (1990-2005). La corrosión es el principal factor contribuyente y representa el 46,6% de las fallas en los oleoductos de gas natural y el 70,7% en los oleoductos de crudo. Una evaluación de los costos de la corrosión realizada por una reputada empresa de petróleo y gas reveló que en el año fiscal 2003, los gastos por corrosión ascendieron a aproximadamente 900 millones de dólares. El gasto global atribuido a la corrosión en el sector del petróleo y el gas asciende a aproximadamente 60 mil millones de dólares. Sólo en Estados Unidos, los costes documentados relacionados con la corrosión en este tipo de industrias alcanzan los 1.372 millones de dólares. Además, teniendo en cuenta la creciente demanda de energía procedente del petróleo y el gas y las preocupaciones asociadas, se espera que los gastos mundiales de corrosión dentro de la industria sigan aumentando. Por lo tanto, existe una necesidad crítica de evaluaciones de riesgos proactivas que equilibren la rentabilidad y la seguridad.

Garantizar la integridad de las tuberías es primordial para las operaciones seguras, la preservación del medio ambiente y la funcionalidad de los principales activos de producción. La corrosión representa una grave amenaza, tanto externa como interna. La corrosión externa puede resultar de factores como el oxígeno y el cloruro en el ambiente externo.6]. Por el contrario, la corrosión interna puede deberse a sustancias como el sulfuro de hidrógeno (H2S), el dióxido de carbono (CO2) y los ácidos orgánicos presentes en el fluido de producción. La corrosión no monitoreada y descontrolada de las tuberías puede provocar fugas y fallas catastróficas. La corrosión interna ha sido una preocupación importante, constituyendo aproximadamente el 57,4% y el 24,8% de las fallas por corrosión en oleoductos de petróleo crudo y gas natural, respectivamente. Abordar la corrosión interna es imperativo para mantener la integridad y seguridad de la industria.

En el sector del petróleo y el gas, la corrosión normalmente se clasifica en dos tipos principales: corrosión agridulce, que prevalece en entornos caracterizados por presiones parciales elevadas de H2S y CO2 (PH2S y PCO2). Estas formas particulares de corrosión representan desafíos importantes dentro de la industria. La corrosión se clasifica además en tres regímenes según la relación de PCO2 a PH2S: corrosión dulce (PCO2/PH2S > 500), corrosión agridulce (PCO2/PH2S que oscila entre 20 y 500) y corrosión agria (PCO2/PH2S

Los factores críticos que influyen en la corrosión incluyen los niveles de PH2S y PCO2, así como los valores de temperatura y pH. Estas variables afectan significativamente la disolución de gases corrosivos, influyendo así en la velocidad y el mecanismo de formación de productos de corrosión en ambientes agridulces. La temperatura acelera las reacciones químicas y aumenta la solubilidad del gas, lo que afecta las tasas de corrosión. Los niveles de pH determinan la acidez o alcalinidad ambiental: un pH bajo acelera la corrosión y un pH alto desencadena potencialmente mecanismos de corrosión localizada. Los gases CO2 y H2S disueltos generan ácidos corrosivos en el agua, que reaccionan con las superficies metálicas para formar compuestos menos protectores, acelerando así la corrosión. La corrosión dulce normalmente implica la creación de carbonatos metálicos (MeCO3), mientras que la corrosión agria implica varias formaciones de sulfuros metálicos.

En el sector del petróleo y el gas, las fallas de materiales resultantes de la corrosión en ambientes tanto ácidos como dulces plantean diversos desafíos de seguridad, económicos y ambientales. La Figura 2 muestra la contribución relativa de diversas formas de fallas por corrosión a lo largo de la década de 1970. La corrosión ácida inducida por H2S se identifica como la causa principal de fallos de funcionamiento relacionados con la corrosión en esta industria, y su prevalencia aumenta constantemente con el tiempo. Abordar proactivamente la corrosión ácida e instituir medidas preventivas es imperativo para gestionar los riesgos asociados en las industrias petroleras.

La gestión y el procesamiento de sustancias que contienen H2S plantean importantes desafíos en el sector del petróleo y el gas. Es imperativo comprender las complejidades de la corrosión por H2S, ya que representa una amenaza sustancial para los equipos y la infraestructura, elevando el riesgo de fallas estructurales y posibles accidentes. Este tipo de corrosión evidentemente disminuye la vida útil del equipo, lo que requiere costosos esfuerzos de mantenimiento o reemplazo. Además, impide la eficiencia operativa, lo que lleva a una disminución de la producción y a un aumento de los niveles de consumo de energía.

Comprender y abordar los desafíos que plantea la corrosión del H2S dentro de dichas industrias genera ventajas notables. Se refuerzan las medidas de seguridad mediante la prevención de averías y el mantenimiento de los equipos, y se reduce la posibilidad de accidentes y consecuencias medioambientales. Esta estrategia también prolonga la vida útil de los equipos, disminuyendo la necesidad de costosos reemplazos y minimizando el tiempo de inactividad requerido para las reparaciones. Además, mejora la eficacia operativa al garantizar procedimientos efectivos y consistentes, reducir el consumo de energía y reforzar la confiabilidad del flujo.

Es esencial explorar áreas para una mayor investigación, incluidas tecnologías de recubrimiento avanzadas, nuevos materiales, procesos electroquímicos y tecnologías emergentes. El desarrollo de enfoques innovadores, como sistemas de seguimiento continuo y modelos predictivos, muestra el potencial para mejorar las medidas de precaución. La aplicación de inteligencia artificial avanzada y análisis avanzados en la gestión, la predicción y el control de la corrosión es un campo emergente que merece una mayor exploración.

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