A pesar da resistencia á corrosión inherente dos tubos de aceiro inoxidable, os tubos de aceiro inoxidable instalados en ambientes mariños están suxeitos a varios tipos de corrosión durante a súa vida útil prevista.Esta corrosión pode provocar emisións fuxitivas, perdas de produtos e riscos potenciais.Os propietarios e operadores de plataformas offshore poden reducir o risco de corrosión especificando materiais de tubos máis resistentes desde o principio para unha mellor resistencia á corrosión.A partir de entón, deben permanecer vixiantes cando inspeccionen as liñas de inxección de produtos químicos, as liñas hidráulicas e de impulso e a instrumentación e instrumentación do proceso para garantir que a corrosión non ameaza a integridade da tubaxe instalada nin comprometa a seguridade.
A corrosión localizada pódese atopar en moitas plataformas, barcos, buques e gasodutos offshore.Esta corrosión pode ser en forma de corrosión por picaduras ou fendas, calquera das cales pode erosionar a parede do tubo e provocar que se libere líquido.
O risco de corrosión aumenta a medida que aumenta a temperatura de funcionamento da aplicación.A calor pode acelerar a degradación da película protectora de óxido pasivo exterior do tubo, promovendo así a picadura.
Desafortunadamente, as picaduras localizadas e a corrosión por fendas son difíciles de detectar, polo que é difícil identificar, predecir e deseñar estes tipos de corrosión.Dados estes riscos, os propietarios, operadores e designados da plataforma deben ter precaución á hora de seleccionar o mellor material de canalización para a súa aplicación.A selección do material é a súa primeira liña de defensa contra a corrosión, polo que acertar é moi importante.Afortunadamente, poden usar unha medida moi sinxela pero moi eficaz de resistencia á corrosión localizada, o número equivalente de resistencia á picadura (PREN).Canto maior sexa o valor PREN dun metal, maior será a súa resistencia á corrosión localizada.
Este artigo analizará como identificar a corrosión por picaduras e fendas e como optimizar a selección de material de tubos para aplicacións de petróleo e gas offshore en función do valor PREN do material.
A corrosión localizada ocorre en áreas pequenas en comparación coa corrosión xeral, que é máis uniforme sobre a superficie metálica.A corrosión por picaduras e fendas comezan a formarse nos tubos de aceiro inoxidable 316 cando a película externa de óxido pasivo rico en cromo do metal se rompe pola exposición a líquidos corrosivos, incluída a auga salgada.Os ambientes mariños ricos en cloruros, así como as altas temperaturas e incluso a contaminación da superficie do tubo, aumentan a probabilidade de degradación desta película de pasivación.
picaduras A corrosión por picaduras prodúcese cando a película de pasivación dunha sección do tubo se rompe, formando pequenas cavidades ou picaduras na superficie do tubo.É probable que tales pozos crezan a medida que avanzan as reaccións electroquímicas, polo que o ferro do metal se disolve en solución no fondo do pozo.O ferro disolto difundirase ata a parte superior do pozo e oxidarase formando óxido de ferro ou ferruxe.A medida que o pozo se afonda, as reaccións electroquímicas aceleran, a corrosión aumenta, o que pode provocar a perforación da parede do tubo e provocar fugas.
Os tubos son máis susceptibles ás picaduras se a súa superficie exterior está contaminada (Figura 1).Por exemplo, os contaminantes das operacións de soldadura e moenda poden danar a capa de óxido de pasivación da tubaxe, formando e acelerando así a picadura.O mesmo vale para tratar simplemente coa contaminación das tubaxes.Ademais, a medida que se evaporan as gotas de sal, os cristais de sal húmidos que se forman nos tubos protexen a capa de óxido e poden provocar picaduras.Para evitar estes tipos de contaminación, manteña limpas os tubos lavándoos regularmente con auga doce.
Figura 1. O tubo de aceiro inoxidable 316/316L contaminado con ácido, solución salina e outros depósitos é moi susceptible de picaduras.
corrosión por fendas.Na maioría dos casos, o operador pode detectar facilmente a picadura.Non obstante, a corrosión por fendas non é fácil de detectar e supón un maior risco para os operadores e o persoal.Isto adoita ocorrer en tubos que teñen espazos estreitos entre os materiais circundantes, como tubos mantidos no seu lugar con abrazaderas ou tubos que están ben embalados uns xuntos aos outros.Cando a salmoira se filtra na brecha, co paso do tempo, fórmase nesta zona unha solución de cloruro férrico acidificado (FeCl3) químicamente agresiva, que provoca unha corrosión acelerada da fenda (Fig. 2).Dado que a corrosión por fendas pola súa natureza aumenta o risco de corrosión, a corrosión por fendas pode ocorrer a temperaturas moito máis baixas que as picaduras.
Figura 2 - A corrosión por fendas pode desenvolverse entre o tubo e o soporte do tubo (arriba) e cando o tubo está instalado preto doutras superficies (abaixo) debido á formación dunha solución acidificada químicamente agresiva de cloruro férrico na fenda.
A corrosión por fendas adoita simular a picadura primeiro na fenda formada entre a sección do tubo e o colar de soporte do tubo.Non obstante, debido ao aumento da concentración de Fe++ no fluído no interior da fractura, o funil inicial faise cada vez máis grande ata cubrir toda a fractura.En última instancia, a corrosión por fendas pode provocar a perforación do tubo.
As gretas densas representan o maior risco de corrosión.Polo tanto, as abrazadeiras para tubos que rodean unha gran parte da circunferencia do tubo tenden a ser máis arriscadas que as abrazadeiras abertas, que minimizan a superficie de contacto entre o tubo e a abrazadeira.Os técnicos de servizo poden axudar a reducir a posibilidade de danos ou fallas por corrosión nas fendas abrindo regularmente os accesorios e inspeccionando as superficies das tuberías para detectar corrosión.
Pódese evitar a corrosión por picaduras e fendas escollendo a aliaxe metálica adecuada para a aplicación específica.Os especificadores deben exercer a debida dilixencia na selección do material de tubaxe óptimo para minimizar o risco de corrosión, dependendo do ambiente operativo, as condicións do proceso e outras variables.
Para axudar aos especificadores a optimizar a súa elección de materiais, poden comparar os valores PREN dos metais para determinar a súa resistencia á corrosión localizada.PREN pódese calcular a partir da química da aliaxe, incluíndo o seu contido de cromo (Cr), molibdeno (Mo) e nitróxeno (N), como segue:
PREN aumenta co contido de elementos resistentes á corrosión de cromo, molibdeno e nitróxeno na aliaxe.A relación PREN baséase na temperatura crítica de picadura (CPT) - a temperatura máis baixa á que se produce a picadura - para varios aceiros inoxidables dependendo da composición química.Esencialmente, PREN é proporcional ao CPT.Polo tanto, valores de PREN máis altos indican unha maior resistencia á picadura.Un pequeno aumento do PREN é equivalente só a un pequeno aumento do CPT en comparación coa aliaxe, mentres que un gran aumento do PREN indica unha mellora significativa no rendemento sobre un CPT moito maior.
A táboa 1 compara os valores de PREN para varias aliaxes que se usan habitualmente na industria de petróleo e gas offshore.Mostra como a especificación pode mellorar moito a resistencia á corrosión seleccionando unha aliaxe de tubos de maior calidade.PREN aumenta lixeiramente de 316 SS a 317 SS.Super Austenitic 6 Mo SS ou Super Duplex 2507 SS son ideais para aumentar significativamente o rendemento.
As concentracións máis altas de níquel (Ni) no aceiro inoxidable tamén aumentan a resistencia á corrosión.Non obstante, o contido de níquel do aceiro inoxidable non forma parte da ecuación PREN.En calquera caso, adoita ser vantaxoso optar por aceiros inoxidables con maior contido en níquel, xa que este elemento contribúe a repasivar superficies que presentan signos de corrosión localizada.O níquel estabiliza a austenita e evita a formación de martensita ao dobrar ou estirar en frío tubos ríxidos de 1/8.A martensita é unha fase cristalina indesexable nos metais que reduce a resistencia do aceiro inoxidable á corrosión localizada, así como á fisuración por tensión inducida polo cloruro.O maior contido de níquel de polo menos un 12% no aceiro 316/316L tamén é desexable para aplicacións de gas hidróxeno a alta presión.A concentración mínima de níquel necesaria para o aceiro inoxidable ASTM 316/316L é do 10%.
A corrosión localizada pode ocorrer en calquera lugar dunha canalización utilizada nun medio mariño.Non obstante, é máis probable que se produzan picaduras en áreas que xa están contaminadas, mentres que a corrosión por fendas é máis probable que se produza en áreas con espazos estreitos entre a tubaxe e os equipos de instalación.Usando PREN como base, o especificador pode seleccionar a mellor calidade de tubo para minimizar o risco de calquera tipo de corrosión localizada.
Non obstante, hai que ter en conta que existen outras variables que poden afectar ao risco de corrosión.Por exemplo, a temperatura afecta a resistencia do aceiro inoxidable ás picaduras.Para climas marítimos quentes, os tubos de aceiro molibdeno súper austenítico 6 ou de aceiro inoxidable súper dúplex 2507 deben considerarse seriamente porque estes materiais teñen unha excelente resistencia á corrosión localizada e á fisuración por cloruros.Para climas máis fríos, un tubo de 316/316L pode ser suficiente, especialmente se hai un historial de uso exitoso.
Os propietarios e operadores de plataformas offshore tamén poden tomar medidas para minimizar o risco de corrosión despois de instalar o tubo.Deben manter os tubos limpos e lavados regularmente con auga doce para reducir o risco de picaduras.Tamén deberían facer que os técnicos de mantemento abran as abrazadeiras durante as inspeccións rutineiras para comprobar a corrosión das fendas.
Seguindo os pasos anteriores, os propietarios e operadores de plataformas poden reducir o risco de corrosión das tubaxes e fugas relacionadas no medio mariño, mellorar a seguridade e a eficiencia e reducir a posibilidade de perda de produtos ou emisións fuxitivas.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
The Journal of Petroleum Technology, a revista emblemática da Society of Petroleum Engineers, ofrece informes e artigos autorizados sobre avances na tecnoloxía upstream, cuestións da industria do petróleo e do gas e noticias sobre SPE e os seus membros.