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Revista CENIC Ciencias Químicas, Vol. 45, pp. 81-89, 2014.
Comportamiento del agua de formación del
petróleo y de las aguas residuales en instalaciones
petroleras desde el punto de vista de la corrosión
Yosmari Adames-Montero, María Elena Casas-Vázquez, Alexander Cueli-Corugedo,
Ileana Rizo-Álvarez
Centro de Investigaciones del Petróleo, Churruca No. 481 entre Vía Blanca y Washington, Cerro. La Habana,
Cuba, Código. Postal 62000 [email protected]
Recibido: 16 de octubre de 2013.
Aceptado: 20 de mayo de 2014.
Palabras clave: agua de formación del petróleo, aguas residuales, caracterización, corrosión, contaminación, resistencia de
polarización lineal.
Keywords: formation water, wastewaters, characterization, corrosion, pollution, lineal polarization resistance.
RESUMEN. La corrosión interior en oleoductos ocurre por la acción del agua de formación del petróleo que se
deposita en las zonas bajas del perfil de la traza. Dicha agua presenta diferentes contaminantes que aumentan su
agresividad sobre el acero que normalmente es el material que se emplea en la construcción de los oleoductos. El
sulfuro de hidrógeno, el dióxido de carbono y los cloruros son los que, desde el punto de vista de la corrosión, cobran
un mayor interés. El objetivo del trabajo consistió en analizar la influencia de los parámetros físico-químicos y
microbiológicos en la agresividad del agua de formación del petróleo recolectada durante la limpieza de un oleoducto,
así como determinar la velocidad de corrosión del acero en una línea de trasiego de aguas residuales mediante la
técnica de resistencia de polarización lineal. Los indicadores de DBO 5 (Demanda Bioquímica de Oxígeno) y DQO
(Demanda Química de Oxígeno) del primer tipo de agua, la presencia de bacterias, hongos, levaduras y
microorganismos totales en ellas demuestran su elevada contaminación con materia orgánica debido a la actividad
bacteriana, lo que posibilita la formación de deposiciones y que la corrosión sea del tipo localizada. Además, este tipo
de agua presentó una baja resistividad y una gran concentración de iones cloruro que la clasifica como salada y muy
corrosiva. Para el segundo tipo de agua, las muestras analizadas favorecen los procesos de corrosión por la alta
concentración de iones cloruros, sulfuros y sales, así como su alta conductividad eléctrica para el transporte de
cargas. Los ensayos de resistencia de polarización lineal en una línea de trasiego de aguas residuales pertenecientes a
un tanque de tratamiento demuestran que en tales condiciones el acero experimenta velocidades de corrosión entre 1,7
y 2,5 mm/año.
ABSTRACT. The internal corrosion in pipelines used for petroleum transportation, occurs by the action of the
formation water that is deposited in the low areas of the profile of the ducts. This water presents different pollutants
that increase its aggressiveness on the steels usually used in the construction of these structures. The hydrogen
sulphide, carbon dioxide, and chlorides have a bigger interest from the corrosion points of view. The objective of the
present work consisted in analyzing the influence physical-chemical and microbiological parameters and to determine
the presence of bacteria in the aggressiveness in a formation water that it accompanying the petroleum, gathered
during the cleaning of a pipeline, as well as to determine the corrosion rate in the steel in a line of handling
wastewaters treatment tank by lineal polarization resistance tests. The BOD (Biochemistry of Oxygen Demands) and
COD (Chemistry of Oxygen Demands) indicators in the first type of water, the presence of bacteria, mushrooms,
yeasts and total microorganisms demonstrate their high contamination with organic matter, as a product of the
bacterial activity, it facilitates the depositions formation and so the localized corrosion. This water presented a low
resistivity and high concentration of chlorides ions that classifies it as salted and highly corrosive. The second type of
water, because of its high chlorides and sulphide ions, and salts concentration, as well as their high electric
conductivity favors the transport of charges to the corrosion processes. The lineal polarization resistance tests in a line
of handling of wastewaters, belonging to a treatment tank, demonstrate that the corrosion rate of the steel were
between 1, 7 and 2, 5 mm / year.
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INTRODUCCIÓN
Las aguas naturales son medios complejos, en evolución permanente, que se pueden considerar en una primera
aproximación como disoluciones de diferentes especies químicas en las mismas. Las especies más abundantes en ella
son los cationes: Ca², Mg²+, Na+, aniones: HCO3-, CO32-, SO42-, Cl-, así como gases, O2, CO2 y, a veces, H2S 1
Su agresividad depende de la capacidad para conducir la corriente eléctrica. Un agua poco conductora ocasionará que
la actividad de las pilas de corrosión que se puedan formar en la ella sea pequeña, ya que el circuito eléctrico que se
cierra a través de ella presenta una resistencia eléctrica elevada.
En el agua de mar, cuya conductividad es muy elevada por la gran cantidad de iones presentes, la actividad de los
procesos de corrosión aumenta, originando en tiempos cortos fenómenos muy graves. Un agua dulce y una de mar
constituyen casos extremos, y entre ambos existen una gran variedad de ellas, cuya agresividad frente a los metales
varía en función de su composición y de factores como la concentración de oxígeno disuelto, el pH, la temperatura, la
concentración de iones cloruro y sulfato, agitación, la velocidad del medio, entre otros. La contaminación desempeña
un papel determinante en la agresividad de una determinada agua frente a los metales de uso más común. Tanto es así,
que una posible indicación del grado de contaminación de un agua de mar puede llegar a establecerse por su
velocidad de corrosión. 2,3
La corrosión interior en tuberías tiene sus características muy bien definidas y en ella influyen: las características
físico químicas del medio que transportan, la velocidad del fluido y su viscosidad, el régimen de flujo, la temperatura,
los sólidos en suspensión, las fases presentes, (líquido, gas o multifásico), la presencia de bacterias anaerobias y el
perfil del ducto a lo largo de su recorrido. Cabe señalar que la existencia en el agua de determinadas floras
bacterianas (bacterias sulfato-reductoras y ferrobacterias) incide directamente en el aumento de la corrosión del
sistema. Las características químicas del agua pueden favorecer más la presencia de esta flora bacteriana que
acelerará el fenómeno. Las sales disueltas modifican la estructura de las posibles incrustaciones existentes,
volviéndolas porosas y heterogéneas, de tal forma que no constituyen una protección de las superficies metálicas. 4
También se pueden formar celdas de concentración, al absorberse el oxígeno presente en el agua. Este fenómeno
corresponde a uno de los tipos de corrosión localizada, denominada corrosión por aereación diferencial, la que se
debe al depósito de partículas extrañas, normalmente arrastradas por el agua, sobre la superficie metálica interna de
las tuberías. El agua contiene una pequeña cantidad de oxígeno disuelto en ella. El oxígeno provoca la oxidación de la
superficie interna del tubo. Si la capa de óxido que se forma es homogénea, es beneficiosa, ya que forma una película
sobre la pared de la tubería, el oxígeno disuelto no puede llegar a la zona inferior de esta pelicula, con lo cual esta
parte del tubo queda sin oxidar (Fig. 1).5
Fig 1. Corrosión por aereación diferencial.
El grado de contaminación del agua se puede determinar por la demanda química de oxígeno (DQO). El método mide
la cantidad de sustancias susceptibles de ser oxidadas por medios químicos que están disueltas o en suspensión en una
muestra líquida. Se expresa en miligramos de oxígeno diatómico por litro (mg O2/L). El método no es aplicable en
aguas potables debido al contenido tan bajo de materia oxidable.6,7
La demanda bioquímica de oxígeno (DBO5), es otro de los métodos que mide la cantidad de materia susceptible de
ser consumida u oxidada por medios biológicos que contiene una muestra líquida, disuelta o en suspensión. También
se expresa en miligramos de oxígeno diatómico por litro (mgO2/L) y normalmente se mide transcurridos cinco días de
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reacción. Desde este punto de vista mientras mayor sea el requerimiento de oxígeno mayor será su poder
contaminante. 6, 7
En química del agua, la alcalinidad se expresa en partes por millón (ppm) o en miligramos por litros (mg/L) de
carbonato equivalente del calcio. La alcalinidad total del agua es la suma de las tres clases de alcalinidad; la
correspondiente al carbonato, al bicarbonato y al hidróxido; también significa la capacidad estabilizadora del agua, o
sea, la de evitar que los niveles de pH del agua lleguen a ser demasiado alto o bajo. La alcalinidad estabiliza el agua
en los niveles del pH alrededor de 7. 6,7
En la industria del petróleo, el agua de formación y las aguas residuales desempeñan un papel importante en el
fenómeno de la corrosión, debido a que se acumulan en las partes inferiores de las instalaciones y provocan corrosión
del tipo localizada por la presencia fundamental de CO2, H2S e iones cloruros.8,9 En las plantas de tratamiento de
crudo, el petróleo se desgasifica, se deshidrata y se le elimina el agua de formación hasta niveles permisibles para su
posterior comercialización, pero el proceso no siempre se realiza de forma eficiente y produce problemas de corrosión
en sus instalaciones.
Para estimar valores de corrosión, se utiliza la técnica de resistencia de polarización lineal, que se mide, resistencia de
polarización la que permite a través de su magnitud (Rp), obtener la velocidad de corrosión del acero de construcción
en el medio corrosivo (agua). Esta técnica es ampliamente utilizada. 10 ,11
Los objetivos del trabajo consistieron en analizar la influencia de los parámetros físico-químicos y microbiológicos en
la agresividad corrosiva de un agua de formación del petróleo, así como determinar la velocidad de corrosión del
acero en una línea de trasiego de aguas residuales mediante la técnica de resistencia de polarización lineal.
MATERIALES Y MÉTODOS
Caracterización físico química y microbiológica del agua de formación del petróleo
Se tomaron tres muestras pertenecientes al agua de formación del petróleo, en tres puntos del oleoducto, una vez
concluida la limpieza por especialistas de la instalación. Los parámetros evaluados fueron: cloruro concentración de
iones, DQO, DBO5, alcalinidad, pH y conductividad.12 También se realizó el conteo total de bacterias, hongos,
levaduras y microorganismos según lo establecido por las normas ISO 8199 y 7954. 13,14
Caracterización físico química de aguas residuales pertenecientes a una planta de tratamiento de crudo
Se realizaron muestreos mensuales en una línea de trasiego perteneciente a un tanque de almacenamiento de una
planta de tratamiento de crudo para la caracterización físico química (Tabla 1). En el primer año de estudio, los
valores obtenidos son el promedio del año de evaluación, en régimen dinámico y estático; la primera condición
responde al sistema con flujo y la segunda cuando no existe éste o la tubería se encuentra macizada. En el segundo
año solo fue posible en régimen dinámico.
Tabla 1. Ensayos físico químicos realizados a la muestras de aguas residuales. 12,15-18
Análisis
Calcio
Magnesio
Sulfatos
Carbonatos
Bicarbonatos
Iones Cloruro
Sólidos Totales (STD)
Método de análisis
ISO 6058/1984:2003
ISO6059/1984:2003
APHA:98,edición 20
ISO 9963-1:1994
ISO 9963-1:1994
APHA:98,edición 20
APHA:98,edición 20
Conductividad
APHA:98,edición 20
pH
ISO 1923/94
Ensayos de corrosión. Determinación de la resistencia de polarización lineal
Los ensayos en campo se realizaron en condiciones dinámicas y estáticas. Se construyó un sensor electroquímico de
tres electrodos idénticos del material del oleoducto, de 1 cm2 de área expuesta cada uno (Figuras 2 y 3)19, 20. El
mismo se insertó en una línea de entrada de un tanque de almacenamiento de agua residual. Para realizar la
determinación de la resistencia de polarización lineal según la norma ASTM G 59, 21 el sensor se acopló al equipo
multipropósito (field machine) de fabricación inglesa, (ACM Instrument, UK) Se programaron varias corridas de 10
determinaciones por cada ensayo en el entorno de ± 10 mV del potencial de corrosión. Se establecieron electrodos de
trabajo (E.T. 1), uno auxiliar (E.A) y de referencia (E.R.) a los cables identificados de la misma forma que presenta el
equipo (Fig. 4).
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electrodo de acero al
carbono
nylamid
Resina
Dext = 1pulg
México
10 cm
acero
Aceroinoxidable
Cuba
Fig.2 Partes constituyentes del sensor electroquímico utilizado en los ensayos de LPR.
Fig 3. Sensor electroquímico.
En las mediciones realizadas se tuvo en cuenta que la temperatura varió de 78 a 82 º C, por las condiciones de
operación de la instalación. Se hicieron dos corridas una a 78 º C y otra a 82 º C. Los valores obtenidos de velocidad
de corrosión se graficaron y se obtuvo una curva promedio de las corridas realizadas también presentadas en los
resultados.
Fig 4. Conexión que se emplea para la técnica de resistencia de polarización lineal.
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DISCUSIÓN DE RESULTADOS
Agua de formación del petróleo
Los valores de DBO5 (1170 mg/L) y DQO (7783 mg/L), la presencia de bacterias, hongos, levaduras y
microorganismos totales en las tres muestras analizadas de agua de formación del petróleo, recolectada después de
una limpieza realizada en un oleoducto ubicado en el occidente del país, demuestran la gran contaminación con
materias orgánicas y la actividad bacteriana.
En los procesos de corrosión en oleoductos, estos resultados y la conductividad del medio, posibilitan que se genere
gran cantidad de deposiciones bajo las cuales se desarrolla la corrosión localizada, que es más dañina que la corrosión
uniforme. Además, se acelera la aparición de piteras en el metal, su consecuente agrietamiento en el momento menos
esperado y su susceptibilidad a cambios de temperatura, presión y flujo8 (Tablas 2 y 3).
Tabla 2. Características del agua de formación del petróleo después de la limpieza de un oleoducto.
Parámetros
Resultados
Cloruros (mg/L)
19240
DQO(mg/L)
7783
DBO5(mg/L)
1170
Alcalinidad (mg/L CaCO3)
657
pH (25ºC)
8,52
STD (mg/L)
17230
Conductividad (25 ºC) ( mS/cm)
46,7
UFC Unidades Formadoras de Colonias (células microbianas) por mililitro de muestra.
Para continuar el estudio, se realizó una comparación del agua muestreada después de la limpieza del oleoducto con
el agua de mar, según especificaciones internacionales2. Las aguas subterráneas llamadas dulces contienen como
máximo de 1000 a 2000 ppm de sustancias disueltas; si el contenido es mayor, por ejemplo hasta 5000 ppm, se les
llama aguas fuertemente salobres y hasta 400 00 aguas saladas. No es raro encontrar aguas que superen los 400 00
ppm de sustancias disueltas llegando a veces hasta 300 000 ppm.
Tabla 3. Conteo total de bacterias, hongos, levaduras y microorganismos
Muestras
1
2
3
Bacterias
UFC/ml
5 • 104
4 • 104
1 • 104
Hongos y Levaduras
UFC/ml
1,3 • 102
5,5 • 10
4,0 • 10
M.O totales
UFC/ml
5 • 104
4 • 104
1 • 104
A estas aguas se les llama salmueras y están asociadas con frecuencia a depósitos salinos, aguas de yacimientos
petrolíferos o bien, aguas muy antiguas situadas a gran profundidad. 4
Los resultados del análisis del agua de formación del petróleo se corresponden con el promedio de dos réplicas y se
presenta la desviación estándar de las determinaciones. La muestra analizada presentó una baja resistividad, elevada
concentración de iones cloruros y existencia de microorganismos, por lo que se clasificó como salada y muy corrosiva
(Tabla 4).
En investigaciones anteriores, el agua de formación del petróleo en equipos como los termotratadores presurizados de
crudo (encargados de separar el gas del petróleo) y tanques de almacenamiento ha mantenido su naturaleza básica y
de forma general, el mismo comportamiento. 22, 23
Tabla 4. Comparación del agua de formación del petróleo después de la limpieza del oleoducto con el agua de mar
Agua
Agua de mar2
Agua de formación del
petróleo
pH
(25 °C)
8,1
8,52 ± 0,11
Resistividad
(Ω x cm)
25 – 30
21,4 ± 3,0
Iones Cloruros
(mg/L)
25 000
19 240 ± 1230
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Aguas residuales
Los resultados obtenidos en las tres muestras de agua residual analizadas pertenecientes al promedio de 12 valores de
cada año que se evalúa, relevaron que los componentes químicos mayoritarios son los iones cloruro (Cl -), magnesio
(Mg2+), calcio (Ca2+), sulfato, carbonato e hidrógenocarbonatos, que indican la presencia de agua de mar, filtrada a
través de las rocas sedimentarias, dada su proximidad a las costas (Tablas 5 y 6).
Tabla 5. Resultados de la caracterización físico química del agua residual en régimen estático y dinámico durante el
primer año de estudio.
Régimen
estático
83,5
64,8
15849,5
202,6
1167,0
1036,7
2663,2
19697,8
37,1
9,0
Parámetros
Mg2+ (mg/L)
Ca2+(mg/L)
Cl –(mg/l)
SO42- (mg/L)
S 2- (mg/L)
CO32-(mg/L)
HCO3-(mg/L)
STD (mg/L)
Conductividad (mS/cm)
pH
Desviación estándar Régimen dinámico
Desviación estándar
18,8
20,0
3620
15,4
200,3
294,4
583,8
2721
7,9
0,2
13,9
26,7
1640
9,8
180,4
329,9
388,1
1693
4,1
0,3
107,1
78,4
17106,6
129,1
1200,0
1240,4
2631,3
21163,6
42,0
9,0
Los parámetros evaluados se correspondieron con las condiciones de operación y la calidad del petróleo procesado,
los que no se mantuvieron de forma estable por lo que pueden haber incidido en los resultados alcanzados.
Tabla 6. Resultados de la caracterización físico química del agua residual en régimen dinámico durante el segundo
año de estudio.
Mg2+ (mg/L)
Ca2+(mg/L)
Cl –(mg/L)
SO42- (mg/L)
S2- (mg/L)
CO32-(mg/L)
HCO3 -(mg/L)
STD (mg/L)
Conductividad (mS/cm)
Régimen
dinámico
72,1
107,6
11472,7
308,4
920,5
216,0
3318,4
27021,0
40,4
Desviación
Estándar
21,8
16,1
4360,7
18,4
190,4
50,0
568
5013,2
6,4
pH
9,0
0,3
Parámetros
El pH básico obtenido en los tres muestreos de agua residual se justifica mediante las reacciones siguientes (1, 2, 3):
22, 24
H2S(ac)  H+(ac) + HS-(ac)
HS-(ac)  H+(ac) + S2-(ac)
H2S(ac)  2H+(ac) + S2-(ac)
(1)
(2)
(3)
Como todas las sales que provienen de un ácido débil (H2S), experimentan hidrólisis en medio acuoso y provocan la
alteración del pH del medio, en el caso que se investiga
(pH 9) denota el carácter básico del mismo, además de
que la presencia de iones HS- indica la gran concentración de iones sulfuros en las muestras analizadas, característica
del crudo pesado cubano (Ecuación 4):
S2-(ac) + H2O = HS-(ac) + OH-(ac)
(4)
La presencia de HS- disuelto acelera fuertemente el proceso mediante la formación capas de sulfuros de hierro que
son conductoras y de potencial más noble que el acero, de ahí, que estas capas funcionarían como cátodos de una pila
galvánica donde el acero subyacente funcionaría como ánodo, disolviéndose a mayor velocidad.
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Los valores de la conductividad (37,1, 42,0 y 40,4 mS /cm) facilitan el transporte de carga, y por tanto, el fenómeno
de la corrosión. Se destaca que en las condiciones de estudio en la planta de tratamiento de crudo, las aguas
analizadas presentan un comportamiento a favor de la corrosión del acero de construcción, corroborándose que los
mayores problemas se evidencian en la parte inferior de las instalaciones. Un ejemplo de lo que se explica
anteriormente, se presenta en la parte interior de un oleoducto, perteneciente a la instalación objeto de estudio.
(Fig. 5).
Fig 5. Corrosión interior.
Resistencia de Polarización Lineal
Para demostrar el carácter agresivo del agua residual objeto de estudio se determinó la velocidad de corrosión del
acero mediante la técnica de resistencia de polarización lineal, ya que esta es inversamente proporcional a la
velocidad de corrosión.
Se realizaron ensayos en campo para este fin, colocando el sensor electroquímico en una línea de trasiego de un
tanque de almacenamiento de agua residual, perteneciente a una planta de tratamiento de crudo, a las temperaturas
que se muestran (Fig. 6).
Fig 6. Velocidades de corrosión del acero en una línea de trasiego de un tanque de aguas residuales.
Se presenta una curva promedio de velocidades de corrosión a la temperatura de 80 °C con una desviación estándar
de 0,2481 e incertidumbre de la medición de 0,4962, para un factor de cobertura igual a 2 y un nivel de confianza del
95 %.25, 26
Según se conoce, el hierro en agua de mar exhibe una velocidad de corrosión de 0,1 mm/año 26, 27 y otros autores
plantean valores entre 0,13 - 0,17 mm/año.28,29 La velocidad de corrosión osciló entre 1, 7 y 2, 5 mm/año. Estos
resultados son superiores a los reportados anteriormente.
Lo anterior demuestra que las aguas analizadas tienen una elevada contaminación y favorecen la ocurrencia del
fenómeno de corrosión en el acero de construcción de las instalaciones objeto de estudio.
Se señala que en la actualidad no existe ningún sistema de protección contra la corrosión en dichas instalaciones. Es
necesario aplicar métodos de protección activa que mitiguen los efectos negativos de este fenómeno. 31
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CONCLUSIONES
Se demostró que el agua de formación del petróleo recolectada después de la limpieza de un oleoducto es
marcadamente corrosiva.
Se determinó que las velocidades de corrosión del acero en las aguas residuales de la planta de tratamiento de crudo
por la técnica de resistencia de polarización lineal son elevadas, favoreciendo los procesos de corrosión.
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