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El presente trabajo evaluó por métodos electroquímicos el desempeño electroquímico actual de un inhibidor de corrosión comercial, utilizado en el tope de la columna de destilación atmosférica. Se emplearon técnicas electroquímicas de resistencia de polarización lineal, curvas de polarización potenciodinámicas y ruido electroquímico, para estimar la resistencia a la corrosión del acero A106 y tipo de ataque predominante, a la exposición de un medio acuoso corrosivo ácido con altos contenidos de cloruros, sulfuros y diferentes concentraciones del inhibidor. Los resultados demostraron que el inhibidor en concentraciones mayores de 75 ppm manifestó eficiencias superiores al 90% con caídas significativas en las velocidades de corrosión y aumentos marcados de la resistencia a la polarización lineal. Los niveles de ruido decrecieron de forma marcada con el inhibidor en concentraciones mayores a 50 ppm, en comparación con el medio desinhibido. El índice de localización evidenció la presencia de una corrosión mixta en el acero expuesto al medio desinhibido y corrosión localizada cuando la concentración de inhibidor fue superior a 50 ppm

En la Industria del Petróleo se originan productos de corrosión de diferentes propiedades y morfologías a causa de que el acero se pone en contacto con el agua acompañante. El objetivo de la investigación consiste en caracterizar los productos de corrosión por las técnicas de espectrometría de rayos X y análisis térmico diferencial (ATD). Las muestras se obtuvieron en condiciones de operación en un oleoducto y tanque de almacenamiento de crudo. Los resultados mostraron que la composición elemental de la muestra del oleoducto resultó más heterogénea que la del tanque. Los elementos químicos que aparecieron indicaron la formación de óxidos de hierro, cloruros de hierro y magnesio. En el caso del tanque solo existió la presencia de carbono, oxígeno, hierro y azufre, que sugirieron las formaciones de sulfuros y sulfatos de hierro. La espectrometría de rayos X evidenció que la composición global de los productos de corrosión del oleoducto se presentó con mayor variabilidad composicional que los del tanque de almacenamiento de crudo. El análisis térmico diferencial mostró que en el oleoducto se obtuvo mayor variedad de fases cristalinas que en el tanque de almacenamiento de crudo. En ambos sistemas se detectó la presencia de ferrihidrita donde se alcanzaron los mayores porcientos de pérdida de masa, sulfuros de hierro para el acero del tanque y adicionalmente silicatos y sulfatos de hierro para el oleoducto. Los resultados mostraron que existió correspondencia con la composición de los aceros, el medio corrosivo y las fases determinadas por las técnicas que se utilizaron

El acero de construcción de instalaciones petroleras manifiesta diferentes afectaciones por el fenómeno de la corrosión. Una de las principales causas lo constituye la presencia del agua acompañante del petróleo. El citado medio corrosivo es conductor de la corriente eléctrica y por su composición variada: dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S) y cloruros en disolución, genera corrosión interior. Como resultado del proceso, se forman productos de corrosión de los ductos y tanques tales como: sulfuro de hierro (II) y carbonato de hierro (II) en dependencia de las condiciones de operación: temperatura, concentración del agente corrosivo y presión. En el presente artículo el objetivo fundamental fue establecer a escala de laboratorio la composición química y morfológica de los productos de corrosión que se formaron durante la corrosión del acero de construcción de oleoductos, al ponerse en contacto con un medio salino a 70°C, presencia de los contaminantes CO2 y H2S, según condiciones de operación. La técnica de espectroscopia de energía dispersiva de rayos X , permitió la obtención de la composición elemental de los compuestos químicos y mediante la difracción de rayos X se detectó la presencia de lepidocrocita (- FeOOH) y goethita (- FeOOH) como oxihidróxidos de hierro. La microscopía electrónica de barrido identificó diferentes morfologías: cubos alargados, astillas, estructura floral, lodosa o sedimentaria agrietada y arenosa, las que se componen principalmente por hierro y oxígeno.

En la Industria del petróleo, el acero de construcción de instalaciones experimenta afectaciones por corrosión. El agua de formación del petróleo es un medio conductor que, por su composición heterogénea, presencia de CO2, H2S y cloruros generan corrosión interior. En el acero se forman películas de productos de corrosión de forma competitiva entre el sulfuro de hierro II y el carbonato de hierro II, según: temperatura, concentración del agente corrosivo y presión. En la presente investigación se plantean los objetivos siguientes: determinar la velocidad de corrosión que experimenta el acero API 5LX-52 en medio salino al que se le inyecta CO2 y H2S a 90 °C y establecer la composición química y morfología de los productos de corrosión que se generan durante esta evaluación. Se muestran altos valores de velocidad de corrosión obtenidos por método gravimétrico. Mediante la técnica de espectroscopía de energía dispersiva de rayos X (EDX) se obtuvo la composición elemental de los compuestos químicos y por difracción de rayos X las fases presentes de óxidos y oxihidróxidos, además de sulfuro de hierro II. La microscopía electrónica de barrido (MEB) mostró diferentes morfologías: conglomerados, hojuelas apiladas y cráteres, las cuales se componen principalmente por hierro y oxígeno.

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 DBO5 (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