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CORROSIÓN DE UNA TUBERÍA QUE TRANSPORTAGASES CON CONTENIDO DE CO2Y H2S SITUADA ENTRE BALLENA Y MAICAO.

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by

andres gonzalez castillo

on 20 September 2012

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Transcript of CORROSIÓN DE UNA TUBERÍA QUE TRANSPORTAGASES CON CONTENIDO DE CO2Y H2S SITUADA ENTRE BALLENA Y MAICAO.

Paul Gonzalez
Sebastian Leiva
Andres Gonzalez
Keyla Pinzon
Laura CORROSIÓN DE UNA TUBERÍA QUE TRANSPORTAGASES CON CONTENIDO DE CO2Y H2S SITUADA ENTRE BALLENA YMAICAO. Este caso de análisis se realizó en un gasoducto que transporta gas natural que se encuentra ubicado en el tramo Ballena-Maicao. La tubería: La tubería es de acero al carbono
AISI–SAE1020 (API 5L)
con un diámetro interno de 2pulgadas,
una presión de trabajo de 130 psi y
una velocidad de flujo de 1,4 ft/s. El Gas Natural : El gas natural presenta una densidad de 0,58g/cm3
y una viscosidad de 10,6*10-6Pa.s [4] Composición: Compuesto Concentraciones(%mol)
Metano 85
Etano 6,2
Propano 2,7
i-Butano 0,5
n-Butano 0,5
i-Pentano 0,3
n-Pentano 0,1
Hexano 0,1
CO2 4,4
O2 0,1
H2S 0,06
H2O (v) 0,04 Concentraciones de CO2 y H2S. Para analizar los efectos de corrosión debido
a la presión, se mide la
presión parcial (Pp)de los dos gases (CO2 y H2S). Pp=P*fraccion molar del compuesto. Pp CO2=130 psi * 0,044 =5,72 psi
Pp H2S=130 psi * 0,0006 =0,078 psi Con los resultados obtenidos se puede indicar
que ambos compuestos gaseosos causan corrosión en mediano grado. Para el CO2:
3 psi < Pp < 30 psi
Corrosión en mediano grado. Para el H2S:
0,05 psi < Pp < 1,5 psi
Corrosión en mediano grado Ataque por H2S El H2S es muy soluble en agua,
y al disolverse se comporta como
un ácido débil causando picado
en la tubería. Ataque por CO2 El gas CO2 seco no es por sí
mismo corrosivo a las
temperaturas que se encuentran
dentro de sistemas de producción
de gas y petróleo,pero el gas
natural presenta trazas de vapor
de agua por lo que este puede
reaccionar con el CO2 formando
ácido carbónico (H2CO3)y
promoviendo una reacción
electroquímica con el acero Este ácido ataca al hierro formando una capa de siderita (FeCO3) y el efecto de la corrosión es directo sobre la tubería y las instalaciones del gasoducto. Temperatura la corrosión por presencia de H2S se inicia a temperaturas cercanas a los 65ºC. Para el caso del CO2, se tiene que el máximo ritmo de corrosión por efecto de la temperatura se presenta en el rango de temperaturas de 70 a 80ºC. Velocidad de Flujo La influencia de esta se
ve representada en el
régimen en el que se encuentre
(laminar o turbulento)
por lo tanto se calcula a partir
del número de Reynolds. Re=1,19*10^6
Con este resultado se evidencia la
presencia de régimen turbulento
que aumenta de manera significativa
los daños que la tubería pueda presentar. Microorganismos Microorganismos como las bacterias sulfato–reductoras (BSR) pueden ocasionar corrosión por H2S en ausencia de O2 atmosférico, ya que utilizan hidrógeno formado por corrosión electroquímica durante su crecimiento y reducen el sulfato (SO4-2)a H2S. Este tipo de corrosión se caracteriza por la presencia de picados superficiales y anchos que muchas veces se confunden con corrosión por CO2. Algunas imagenes El picado del material que es
bastante evidente, se debe a las
BSR y al CO2 se pueden ver las capas del material, que indican
que el régimen turbulento causa estragos en
ella, además dela presencia de CO2 y H2S en
el flujo de gas natural RECOMENDACIONES Realizar un monitoreo
constante de las
concentraciones de CO2 y H2S
y de las bacterias sulfato–reductoras (BSR) Se recomienda el uso de recubrimientos
e inhibidores que sean
económicamente viables
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