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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

The present work evaluates the electrochemical behavior of the construction steel of an oil pipeline in the presence of two waters of different origins. The electrochemical techniques of linear polarization resistance and polarization curves were used to estimate the resistance of the steel to corrosion when the steel was in contact with the corrosive media. By the physicochemical and microbiological composition of the media, the difference between their corrosive aggressiveness was appreciated, in correspondence with the corrosion speed measurements determined by the Linear Polarization Resistance (LPR) method. The corrosion resistance of the evaluated material was noted to decrease with increasing temperature, in both aqueous media. The polarization curves of the steel showed processes of load transfer and oxygen diffusion in the tests carried out.

In this work, the maximum potential difference on the surface of the pipeline while in contact with various phases of the oil-water emulsion was established. Potential measurements were made under static conditions in a medium that simulates the separation of water in the pipeline, on the metal surface of a piece of steel pipe 20. The study showed that the controlling step of corrosion is differential aeration, which contributes to a significant potential difference in the surface of the metal in contact with the different phases of the oil-water emulsion. The potential difference in different sections of the metallic surface in corrosive medium No. 3 varied from 0,3 to 0,5 V, which meant the development of a galvanic cell, and that the anode section is formed on the metallic surface located in the accompanying oil water.

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

En este trabajo se evalúa el comportamiento electroquímico y gravimétrico de un inhibidor de corrosión para la estimulación ácida a pozos de petróleo. Las técnicas de resistencia de polarización lineal y curvas de polarización en conjunto con ensayos gravimétricos se emplearon para la evaluación de la eficiencia del aditivo. El inhibidor alcanzó el 95% o superior de efectividad. El mecanismo controlador de la corrosión se correspondió con la transferencia de cargas. Con la espectroscopía infrarroja se detectaron los grupos funcionales de mayor proporción en el inhibidor que se relacionaron con: aminas y enlaces C-N. El inhibidor formará parte de las recetas de estimulación ácida a pozos según resultados alcanzados en la investigación.

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.

The electrochemical corrosion is a spontaneous process that causes deterioration or destruction of aninstallation or pipes, shortening therefore the useful life of the same ones. So, it is necessary to know themechanism of electrochemical corrosion that is developed, and subsequently monitored the corrosionrate in the facilities. The purpose of this investigation was to determine “in situ” the corrosion of the ductsconstruction steel which is in contact with the accompanying water of the petroleum. In the determinationof the corrosion rate a sensor of three electrodes was used and with the help of the electrochemical techniqueof resistance of lineal polarization (LPR) the kinetics of corrosion was valued. The tests were carriedout under dynamic conditions with a fl ow velocity of the formation water of 100 m3/h and the temperatureof 70 oC and pH 10. The electrochemical technique of LPR allowed to obtain through the parameterof polarization resistance, the value of the corrosion rate of the steel of the ducts in the formation water.

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.

The quality of the transformer oil is essential to ensure its right performance in electrical appliances such as transformers and switches, in which oil works as insulating. The necessity toguarantee such condition can be affected due to the law level of pollution, refining, and humidity among others, reason why a systematic evaluation of the oil´s condition must be carried out to avoid the expensive failures in the power´s transmission and distribution. This work deals with the usage of the Electrochemical Impedance Spectroscopy for the first time as a diagnostic of the national new regenerated oils, which helps showing its resistive behavior to corrosive processes and so the preservation of its electrical properties. An electrochemical glass cell with three electrodes is used in this work in order to control the test temperature to a specific determined range (75° C y 95° C). Electrolytic copper was used as work electrode, taking as reference and auxiliary the ones specified for this purpose. The impedance spectrums obtained, confirmed the dielectric properties of the oil tested. With the increase of the temperature, the resistive effect of the oil decreases.

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

The use of corrosion inhibitors is one of the most universal methods, and diffused for the protection ofmetals, because they reduce substantially the corrosion losses when they are added in smallconcentrations. At the present work it was carried out the electrochemical tests evaluation of twoinhibitors, A and B, to be used in the chemical cleanings for trays of heat interchanger, which aresuffering thickness losses until its perforation. By the chemical composition analysis, it wasdemonstrated that the metal is an austenistic stainless steel and by electrochemical tests of linearpolarization resistance, electrochemical noise and cyclic sweep, were demonstrated the localizedcorrosion. The best efficiency of the inhibitor A was obtained with one and two percent concentration,while the inhibitor B shows values efficiency near 95% with two percent concentration.

The corrosion of the carbon steel pipelines of petroleum, is a serious problem, because big economic and material losses take place and in some cases damages to productive lands. The purpose of this work is to determine the aggressiveness of the formation water of the petroleum contaminated with CO2 (g), on the construction steel of the pipelines, keeping in mind the variations of temperature that happens during the course of petroleum. The Linear Polarization Resistance (LPR) was used to determine the corrosion rate of the steel. It was demonstrated that the increase of the temperature and the saturation condition of CO2 in the formation water of the petroleum, increase the corrosion in the steel. The spectra of electrochemical noise results and the localization index calculated demonstrate the presence of corrosion located in the API 5L X - 52 steel surface. This result was complemented by the Optic Microscopy technique that allowed corroborating the poor adherence of the layers that were deposited on the metal and the appearance of located events increases in the environment that was investigated with the increment of the temperature and CO2 concentration.

The tank's inner corrosion in crude storage tanks takes place in the aqueous face at the tank's bottom, being of electrochemical nature. Methods of protection like covering, cathodic protection, inhibitors, or a combination of them are applied, in order to achieve a long lasting duration of the tanks. In this work, an analysis on the effectiveness of an aluminum alloy is carried out. This alloy is used as a sacrifice anode to protect cathodically the petroleum tank's bottom by means of short circuit test of the pair aluminum / steel in formation water, picked up during the drainage of the treatment tanks. The researches, at laboratory scale and in the field, through electrochemical techniques showed that it is possible to use these anodes to partially protect the steel, since the alloy does not keep permanently its potential of protection in the mentioned environment. The evaluated inhibitor proves to be more efficient (96% and 99%) at a temperature of 50 °C in the two studied concentrations. [ABSTRACT FROM AUTHOR]