A pesar de la resistencia inherente a la corrosión de las tuberías de acero inoxidable, las tuberías de acero inoxidable instaladas en ambientes marinos están sujetas a varios tipos de corrosión durante su vida útil esperada.Esta corrosión puede provocar emisiones fugitivas, pérdidas de productos y riesgos potenciales.Los propietarios y operadores de plataformas en alta mar pueden reducir el riesgo de corrosión al especificar materiales de tubería más fuertes desde el principio para una mejor resistencia a la corrosión.A partir de entonces, deben permanecer atentos al inspeccionar las líneas de inyección de productos químicos, las líneas hidráulicas y de impulsión, y la instrumentación e instrumentación del proceso para garantizar que la corrosión no amenace la integridad de las tuberías instaladas ni comprometa la seguridad.
La corrosión localizada se puede encontrar en muchas plataformas, barcos, barcos y tuberías en alta mar.Esta corrosión puede ser en forma de corrosión por picaduras o grietas, cualquiera de las cuales puede erosionar la pared de la tubería y hacer que se libere líquido.
El riesgo de corrosión aumenta a medida que aumenta la temperatura de funcionamiento de la aplicación.El calor puede acelerar la degradación de la película de óxido pasiva externa protectora del tubo, promoviendo así la formación de picaduras.
Desafortunadamente, la corrosión localizada por picaduras y grietas es difícil de detectar, lo que dificulta la identificación, predicción y diseño de estos tipos de corrosión.Dados estos riesgos, los propietarios, operadores y personas designadas de la plataforma deben tener cuidado al seleccionar el mejor material de tubería para su aplicación.La selección de materiales es su primera línea de defensa contra la corrosión, por lo que hacerlo bien es muy importante.Afortunadamente, pueden usar una medida muy simple pero muy efectiva de la resistencia a la corrosión localizada, el número equivalente de resistencia a las picaduras (PREN).Cuanto mayor sea el valor PREN de un metal, mayor será su resistencia a la corrosión localizada.
Este artículo analizará cómo identificar la corrosión por picaduras y grietas y cómo optimizar la selección de material de tubería para aplicaciones de petróleo y gas en alta mar en función del valor PREN del material.
La corrosión localizada ocurre en áreas pequeñas en comparación con la corrosión general, que es más uniforme sobre la superficie del metal.La corrosión por picaduras y grietas comienza a formarse en la tubería de acero inoxidable 316 cuando la película externa de óxido pasivo rica en cromo del metal se rompe por la exposición a líquidos corrosivos, incluida el agua salada.Los ambientes marinos ricos en cloruros, así como las altas temperaturas e incluso la contaminación de la superficie de la tubería, aumentan la probabilidad de degradación de esta película de pasivación.
picaduras La corrosión por picaduras ocurre cuando la película de pasivación en una sección de la tubería se rompe, formando pequeñas cavidades o picaduras en la superficie de la tubería.Es probable que tales hoyos crezcan a medida que transcurren las reacciones electroquímicas, como resultado de lo cual el hierro del metal se disuelve en solución en el fondo del hoyo.El hierro disuelto luego se difundirá hacia la parte superior del hoyo y se oxidará para formar óxido de hierro u óxido.A medida que la fosa se profundiza, las reacciones electroquímicas se aceleran y la corrosión aumenta, lo que puede provocar la perforación de la pared de la tubería y provocar fugas.
Los tubos son más susceptibles a las picaduras si su superficie exterior está contaminada (Figura 1).Por ejemplo, los contaminantes de las operaciones de soldadura y esmerilado pueden dañar la capa de óxido de pasivación de la tubería, formando y acelerando así las picaduras.Lo mismo ocurre con el simple hecho de lidiar con la contaminación de las tuberías.Además, a medida que las gotas de sal se evaporan, los cristales de sal húmedos que se forman en las tuberías protegen la capa de óxido y pueden provocar picaduras.Para evitar este tipo de contaminación, mantenga sus tuberías limpias enjuagándolas regularmente con agua dulce.
Figura 1. La tubería de acero inoxidable 316/316L contaminada con ácido, solución salina y otros depósitos es altamente susceptible a las picaduras.
corrosión en grietas.En la mayoría de los casos, el operador puede detectar fácilmente las picaduras.Sin embargo, la corrosión en grietas no es fácil de detectar y representa un mayor riesgo para los operadores y el personal.Esto suele ocurrir en tuberías que tienen espacios estrechos entre los materiales circundantes, como tuberías sujetas con abrazaderas o tuberías que están apretadas una al lado de la otra.Cuando la salmuera se filtra en el espacio, con el tiempo, se forma una solución de cloruro férrico acidificado químicamente agresivo (FeCl3) en esta área, lo que provoca una corrosión acelerada del espacio (Fig. 2).Dado que la corrosión en grietas por su naturaleza aumenta el riesgo de corrosión, la corrosión en grietas puede ocurrir a temperaturas mucho más bajas que las picaduras.
Figura 2: se puede desarrollar corrosión por grietas entre la tubería y el soporte de la tubería (arriba) y cuando la tubería se instala cerca de otras superficies (abajo) debido a la formación de una solución acidificada químicamente agresiva de cloruro férrico en el espacio.
La corrosión por grietas generalmente simula picaduras primero en el espacio formado entre la sección de la tubería y el collarín de soporte de la tubería.Sin embargo, debido al aumento de la concentración de Fe++ en el fluido dentro de la fractura, el embudo inicial se hace cada vez más grande hasta cubrir toda la fractura.En última instancia, la corrosión en grietas puede conducir a la perforación de la tubería.
Las grietas densas representan el mayor riesgo de corrosión.Por lo tanto, las abrazaderas para tuberías que rodean una gran parte de la circunferencia de la tubería tienden a ser más riesgosas que las abrazaderas abiertas, que minimizan la superficie de contacto entre la tubería y la abrazadera.Los técnicos de servicio pueden ayudar a reducir la posibilidad de que se produzcan daños o fallas por corrosión en grietas al abrir regularmente los accesorios e inspeccionar las superficies de las tuberías en busca de corrosión.
La corrosión por picaduras y grietas se puede prevenir eligiendo la aleación de metal adecuada para la aplicación específica.Los especificadores deben ejercer la debida diligencia al seleccionar el material de tubería óptimo para minimizar el riesgo de corrosión, según el entorno operativo, las condiciones del proceso y otras variables.
Para ayudar a los especificadores a optimizar su elección de materiales, pueden comparar los valores PREN de los metales para determinar su resistencia a la corrosión localizada.PREN se puede calcular a partir de la química de la aleación, incluido su contenido de cromo (Cr), molibdeno (Mo) y nitrógeno (N), de la siguiente manera:
PREN aumenta con el contenido de elementos resistentes a la corrosión de cromo, molibdeno y nitrógeno en la aleación.La relación PREN se basa en la temperatura crítica de picado (CPT), la temperatura más baja a la que se produce el picado, para varios aceros inoxidables según la composición química.Esencialmente, PREN es proporcional a CPT.Por lo tanto, valores más altos de PREN indican una mayor resistencia a las picaduras.Un pequeño aumento en PREN equivale a solo un pequeño aumento en CPT en comparación con la aleación, mientras que un gran aumento en PREN indica una mejora significativa en el rendimiento con respecto a un CPT mucho más alto.
La Tabla 1 compara los valores de PREN para varias aleaciones comúnmente utilizadas en la industria de petróleo y gas en alta mar.Muestra cómo la especificación puede mejorar en gran medida la resistencia a la corrosión al seleccionar una aleación de tubería de mayor calidad.PREN aumenta ligeramente de 316 SS a 317 SS.Super Austenitic 6 Mo SS o Super Duplex 2507 SS son ideales para obtener mejoras significativas en el rendimiento.
Las concentraciones más altas de níquel (Ni) en el acero inoxidable también aumentan la resistencia a la corrosión.Sin embargo, el contenido de níquel del acero inoxidable no forma parte de la ecuación PREN.En cualquier caso, suele ser ventajoso elegir aceros inoxidables con un mayor contenido en níquel, ya que este elemento ayuda a repasivar las superficies que presentan signos de corrosión localizada.El níquel estabiliza la austenita y previene la formación de martensita al doblar o estirar en frío una tubería rígida de 1/8.La martensita es una fase cristalina indeseable en los metales que reduce la resistencia del acero inoxidable a la corrosión localizada, así como al agrietamiento por tensión inducido por cloruro.El mayor contenido de níquel de al menos 12 % en acero 316/316L también es deseable para aplicaciones de gas de hidrógeno a alta presión.La concentración mínima de níquel requerida para el acero inoxidable ASTM 316/316L es del 10 %.
La corrosión localizada puede ocurrir en cualquier parte de una tubería utilizada en un ambiente marino.Sin embargo, es más probable que ocurran picaduras en áreas que ya están contaminadas, mientras que es más probable que ocurra corrosión en grietas en áreas con espacios estrechos entre la tubería y el equipo de instalación.Usando PREN como base, el especificador puede seleccionar el mejor grado de tubería para minimizar el riesgo de cualquier tipo de corrosión localizada.
Sin embargo, tenga en cuenta que existen otras variables que pueden afectar el riesgo de corrosión.Por ejemplo, la temperatura afecta la resistencia del acero inoxidable a las picaduras.Para climas marítimos cálidos, se deben considerar seriamente las tuberías de acero súper austenítico 6 molibdeno o acero inoxidable súper dúplex 2507 porque estos materiales tienen una excelente resistencia a la corrosión localizada y al agrietamiento por cloruro.Para climas más fríos, una tubería 316/316L puede ser suficiente, especialmente si existe un historial de uso exitoso.
Los propietarios y operadores de plataformas marinas también pueden tomar medidas para minimizar el riesgo de corrosión después de instalar la tubería.Deben mantener las tuberías limpias y enjuagadas regularmente con agua dulce para reducir el riesgo de picaduras.También deben hacer que los técnicos de mantenimiento abran las abrazaderas durante las inspecciones de rutina para verificar si hay corrosión en las grietas.
Al seguir los pasos anteriores, los propietarios y operadores de la plataforma pueden reducir el riesgo de corrosión de las tuberías y las fugas relacionadas en el entorno marino, mejorar la seguridad y la eficiencia, y reducir la posibilidad de pérdida de productos o emisiones fugitivas.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
El Journal of Petroleum Technology, la publicación principal de la Society of Petroleum Engineers, proporciona resúmenes y artículos autorizados sobre avances en tecnología upstream, problemas de la industria del petróleo y el gas, y noticias sobre SPE y sus miembros.