9. Selección de Materiales

7/24/2019 9. Seleccin de Materiales

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Tenaris mircole

Seleccin de materiales

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Enfoque

Cargas mltiples

Perfiles trmicos

Dinmica de fluidos

ImpactoCargas no uniformes

Performaestructu

Performande Produc

Propiedadesmecnicas

Resistenciacorrosin fisuracin

Condiciones d

esafos en el Pozo

Completacin

Produccin

Etc.

Diseo delCasing

(Casos de carga,ambiente, servicio)

Exploracin-Perforacin

(Serviciosasociados)

Casing +Cementacin

SELECCIN DE M


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Control de la corrosin en la etapa de diseo.

Diseo mecnico y seleccin de materiales: Procesos iterativo.

Corrosin y fisuracin ambiental (EC): principales diferencias.

Fisuracin en ambientes conteniendo gas sulfhdrico (H2S).

Corrosin debido a gas carbnico (CO2) disuelto en el agua producida.

Seleccin de materiales: La hoja de ruta.

Seleccin de materiales resistentes a la fisuracin en presencia de gasNorma ISO 15156 (parte 2 y 3).

Seleccin de materiales resistentes a la corrosin carbnica.

Definicin del ambiente secundario: Ambiente de mantenimiento del po

El peor escenario (worst condition) para los tubulares.

Agenda


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Hay ms fallas en equipamientos por corrosin que por sobre

Cracking ambiental (EC)

Carga < Resistencia

Fe Fe+++ 2e-

Control de corrosin en la etapa de diseo


5/85Tenaris mircole

En la etapa de diseo, se puede obtener un equilibrio ptimo entre el cost

materiales, el costo del uso de otros medios de corrosin como los revestprotectores, y las consecuencias de la corrosin.

Si el control de la corrosin no se considera en la etapa de diseo, el cossubsiguiente de controlar la corrosin es usualmente ms grande que si sen el proceso de diseo.

COSTO [$]

En el proceso de diseo 1XEn el proceso de construccin 5XEn el proceso de inicio 25XDurante el funcionamiento 125X

Fuente:Confe

Control de corrosin en la etapa de diseo


6/85Tenaris mircole

El diseo mecnico en pozos corrosivos (pozos complejos) debe contemp

iterativo con la seleccin de materiales resistentes a corrosin y/o fisuraciproceso contempla una tarea multidisciplinaria con el grupo de integridad ola compaa.

Errnea seleccin demateriales resistentes

Buen diseomecnico

Proceso iterativo entre diseo mecnico y selede materiales


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Seleccin de Materiales

Corrosin y fisuracin (CrackingPrincipales diferencias


8/85Tenaris mircole

FALLAS CATASTRPINCHADURAS

Corrosin:sucede en una escala de tiempoprolongada (pueden ser meses o aos).

Dependiendo de la magnitud de la falta dematerial se puede detectar por medio demonitoreo (ej: pasaje de calipers).

La corrosin puede ser mitigada con inhibidores;recubrimientos y/o seleccin de materiales.

Fisuracin:sucede en una esca(pueden ser solo horas o das). Ndetectar las fisuras ambientales econtundente durante la operacin

La fisuracin NOpuede ser mitigrecubrimientos, solo con selecc

Corrosin y fisuracin. Principales diferencias


9/85Tenaris mircole

Los problemas ms severos causados por el sulfuro de hidrgeno en el cam

Cracking bajo tensin por sulfuros (SSC, Sulfide Stress Cracking)

Cracking inducido por hidrgeno (HIC, Hydrogen Induced Cracking

Cracking inducido por hidrgeno orientado en la direccin de la teStress Oriented Hydrogen Induced Cracking).

Los problemas relacionados con cracking bajo tensin por sulfuros (SSC) sentre 1940 y 1950 en Canad debido a fallas en campo (principalmente Ca

Desde entonces, los mecanismos involucrados as como la manera de mejmateriales expuestos a servicios en medios sourhan sido objeto de intenso

Fisuracin en ambientes con H2S


10/85Tenaris mircole

Presenciade H2S

Fisuracin

Picado

Corrosin uniforme

( - ) S

( + ) S



11/85Tenaris mircole

El ingreso de hidrgeno atmico al metal promueve la fragilizacin (el material pierde

En ambientes aA - Difusin del B - Reduccin cC - Absorcin quD - Difusin por

Fe Fe2+ + 2 e-

H+ + e- Hreduccin protn

H Hads adsorcin

HadsRecombinacin a H2

Ingreso al material (absorcin, H

abs)

Y el H2S? Donde participa en este proceso?

Es un veneno para la recombinacin y, por ello, incrementa la adsorcin



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H

HH

H

H+

H+

H+

H

H

Una vez en el material el hidrgeno atmico tiende a migrar a zonas cotensiones de traccin, esto es a la punta de fisura!!!

H

De esta manera reducir la resistencia fractomecnica del materiafactor de intensidad de tensiones en el medio)



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pH

TensinAplicada+residual

Temperatura

MATERIALSUSCEPTIBLE

SSC

Fisuracin en ambientes que contienen H2S


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Rf (Mpa)

Efecto del pH y la resistencia mecnica de los materiales

KIssc

20

25

30

35

40

45

50

750 760 770 780 790 800

YS (Mpa)

KISSC

(MPa(m)1/2)

pH 2,7pH 3,5

pH 4,0

A menor pH (medio ms cido) menor resistencia del acero a la propagacin

Fisuracin en ambientes que contienen H2S


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Introduccin:

Primeros casos conocidos: Texas, EE.UU., 1947 en pozos de gasCorrosin por CO2, o "corrosin dulce", es la forma de ataque ms frecuente que se ela produccin de petrleo y gas. Alrededor del 60% de las fallas en los yacimientos pedebido a la corrosin por CO2

La prediccin de la corrosin por CO2es to dava un pro b lem a tcn

difcil de p redec ir y m itigar.

Corrosin en ambientes que contienen CO2


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Gases Corrosivos: H2S; CO2; O2

Condiciones de operacin:Presin, temp., %H2O, etc

Qumica del agua:Cloruros, pH, cidos

Tipo de Hidrocarburo:Petrleo pesado, condensa

Inhibicin:Eficiencia, disponibilidad, monitoreo

Material:Metalurgia, aleantes

Observacin en campo:

Casos exitosos, fallas

Condiciones dinmicas:Flujo, cambios de forma

Otros:pH in situ, condiciones upset, corte

de agua, carbonatos, etc.

Diseo enambientescon CO2



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A temperatura de 70-80 C se tiene la

mxima solubilidad de FeCO3 enagua. As, menor cantidad de carbonato

precipita y no se forma film protector.

A temperaturas mas elevadas es

posible la formacin de incrustaciones

beneficiosas.

IMPORTANTE: las incrustaciones

tambin pueden generar corrosin bajo

depsito.

Influencia de la Temperatura

0

5

10

15

30 50 70 9Tem p (C)

C.ra

te(mm

/y)

3 b ar CO2 1 b ar CO2 0.3 b a



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Influencia de la metalurgia

MicMarte

Anlisis DRXSuperfieinterna

P



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MicMay

F

AnlisisBaroid

Superficieinterna



Ess

P


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El agregado de Cr incrementa la

resistencia al pitting y a la corrosingeneralizada.

Se cree que la presencia de Cr fortalece

la resistencia mecnica del film generado

por los productos de la corrosin.0

1

2

3

4

5

6

7

8

0.1 0.5 % Cr

C.ra

te(mm

/y)

L o c al iz e d

Fuente Flow Velocity Effect on Carbon Steel CO2 Corrosion using a Dynamic Field Tester Jos R.

Castillo (INTEVEP); Ako Ikeda y Masakatu Ue




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13 C

Influencia del Contenido de Cr en la

resistencia a la Corrosin Dulce a diferentestemperaturas (Fuente NKK)




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Influencia del pHA igual temperatura y pCO2un

incremento en el pH disminuye lavelocidad de corrosin.

El pH es un factor preponderante del

ambiente ya que H+ directamente ataca

al metal.

El pH Influencia la solubilidad del FeCO3

en el agua.



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Influencia de la velocidad de flujoLugares en propensos a altas velocidades

de flujo: Codos y T

Area J

Deposiciones

Soldaduras

Las altas velocidades de flujo: Superan la tensin de corte

lmite de los productos de

corrosin

Favorecen la re-disolucin

Disrupted f low : up

Bu lk f low : 2 m/

Disrupted f low : up

Bu lk f low : 2 m/



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Seleccin de materiales

Definicin del ambiente de servResponsabilidad de la operador


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Agentes corrosivos (pCO2; pH2S; Cl-; pH, fsico-qumica del

100

2

2 COContenidopsiTotalPpsiparcialpresinpCO %.)(

1000000

2

2

SHContenidopsiTotalPpsiparcialesinSpH .)(Pr

Cl-(or NaCl) es el contenido en mg/l que se obtiene del anlisis de agua.

NaCl (%) x 0,603 = Cl-(%).

pH: Representa la concentracin del protn hidrgeno en el medio. La estimacin dmuestra cuan cido o bsico es el ambiente de trabajo.

Definicin del ambiente primario (Produccin)

D fi i i d l bi t i i (P d i )


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Cromatografa del gas producido

Anlisis Fsico-qumico del


Agentes corrosivos (pCO2; pH2S; Cl-; pH, fsico-qumica del



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ISO 15156-2



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Si es todo lquido yuna alternativa es ucomposicin del gaseparador

GaGas




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Si la Presin de burbuja no se conoce, se puede usafluencia en fondo, o bien la presin de Reservorio (C


ISO 15156-2

Definicin del ambiente primario (Prod ccin)


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En muchos procesos de corrosin y fisuracin el nivel de acidez de la fase acuosa esEl pH es una medidad de la acidez o alcalinidad del medio.

t = temperatura (

C)

P = presin total (bar)

PCO2= presin parcial de CO2(bar)

TDS = slidos totales disueltos TDS = (Na+)+(Cl-)+(K+)+(Ca+2)+(Mg+2)+(Ba+2 )+(Sr+2 )+(HCO

pH = -log [H+]

En valor de In-si tu pHpuede ser estimado a travs del anlisis de los fl

Ecuacin Oddo-Tomson

585

477051407332

5

958432

5

9004050688

514

2

2

TDPtt

p

pHCO

act ..10.10...

61000.

HCOlog 5-7-

-

3

Si [H+] crece el pH decrese


Clculo del pH

Definicin del ambiente primario


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pH

(pCO2+ pH2S) KPa

4.0

3.5

4.5

5.0

5.5

6.0

6.5

7.0

1 10 100 1000 10000

1

2

34

5

1 : HCO3 - = 0.0 meq / L

2 : HCO3 - = 0.1 meq / L

3 : HCO3 - = 1 meq / L

4 : HCO3 - = 10 meq / L

5 : HCO3 - = 100 meq / L

T = 100

C

T = 20

C

15156-2 Figure D.2

El pH es el mismo a diferentes profundidades del pozo?Cual es la relevancia del pH medido? (aquel que se reporta en el anlisis de agua

Definicin del ambiente primario

Estimacin del pH segn ISO 15156:

La hoja de ruta propuesta


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Siendo el fenmeno de fisuracin quien produce fallas catastrficas en los priorizar primero la seleccin de materiales resistentes a este fenmeno.


Fisuracin

ISO 15156 Corrosion

Amsec

L h j d t t


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Materialesresistentesa

la

c

orrosincarbnica

Materiales resistentes a la fisuracin en ambientes conteniendo H2S

Dos grupos de materiales para dos tipos diferentes de dao

Aleaciones martensticas

Aceros Duplex

Aleaciones austenticasbase Ni

Aceros al carbono no sour

Aceros de baja aleacin

Aceros al carbono sour

Aceros de baja aleacin

ppCO2



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Seleccin de materiales resistenla fisuracin

Anlisis preliminar

Seleccin de materiales resistentes a la fisura


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Esta parte est enfocada en la seleccin preliminar de materiales adecuada para ser ambientes con H2S.

Incluye:

Resumen de los puntos relevantes de la norma ISO 15156.

Presentacin de la ventana de aplicacin de los aceros al carbono y de baja anorma ISO 15156 parte 2, focalizada en la norma API5CT/ISO 11960 & Grado(cuando sea posible).

Presentacin de la ventana de aplicacin de los CRAs segn la norma ISO 1focalizada en grados propietarios.

Campo de aplicacin de los grados propietarios CRA Tenaris grados que no enorma ISO 15156 parte 3.


ISO 15156:



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Recordemos siempre la responsabilidades del usuario del equipamiento:

Debe definir, evaluar y documentar las condiciones de servicio a las cuales el mateexpuesto para cada aplicacin. Las condiciones definidas deben incluir las exposicioimprevistas que puedan resultar en una falla de la contencin primaria o mtodos de

Debe determinar si las condiciones de servicio son o no las correspondientes a la IS

Asegurar que todo material especificado para el uso en su equipamiento cumpla cocondiciones requeridas para el ambiente de servicio.




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Tenaris mircole

Recordemos siempre la responsabilidad del proveedor del equipamiento o m

Conocer los requerimientos metalrgicos y de fabricacin del material y/o equipamser necesario, cualquier requerimiento de ensayo adicional de la norma ISO 15156material seleccionado en la condicin en la cual entrar en servicio.

Cumplir con los requerimientos de marcacin y documentacin de los materiales norma ISO 15156-2:2009, Clusula 9, o ISO 15156-3:2009, 7.2, segn correspond




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Que interviene?

Los factores que afectan la susceptibilidad de los materiales metlicos a la fisuragrios como la presin parcial de H2S, el pH in situ, los cloruros disueltos u otrosulfuro elemental u otros oxidantes, temperatura, efectos galvnicos, esfuerzostiempo de exposicin en contacto con fase acuosa.

Las propiedades metalrgicas que afectan el desempeo del material en ambiecontienen H2S, incluyendo composicin qumica, mtodo de fabricacin, tipo deresistencia, cantidad de trabajo en fro, condicin y microestructura del tratamie

ISO 15156se aplica a los criterios convencionales de diseo elstico. Para disecriterios de diseo plstico, no es apropiado el uso de esta parte de la norma IS

ISO 15156 se refiere nicamente a fisuracin.




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ISO 15156 establece tres caminos diferentes de clculo:

Seleccin de materiales resistentesa la fisuracin en ambientes con H

2

S

Seleccin de materiales reSSC/SCC de tablas y listasISO151562 y 3 Anexo A

Clasificacin basada en excampo documentadaISO15156 - 1.Prrafo 8.2

Clasificacin basada en ensLaboratorio

ISO15156 - 1.Prrafo 8.2


ISO 15156 parte 2 Aceros al carbono de baja a


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ISO 15156 parte 2. Aceros al carbono de baja a



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1. Composicin qumica, proceso de fabricacin, tipo de producto, resistencia, dure

sus variaciones locales, cantidad de trabajo en fro, condiciones de tratamiento tmicroestructura, uniformidad de la microestructura, tamao de grano y limpieza

2. Presin parcial de H2S en el gas o la concentracin equivalente en fase acuosa

3. Acidez (pH in situ) de la fase acuosa.

4. Concentracin de ion cloruro de la fase acuosa.

5. Presencia de sulfuro u otro oxidante.

6. Exposicin a fluidos que no son de produccin.

7. Exposicin a la temperatura.

8. Esfuerzos de tensin aplicados: Esfuerzos aplicados mas esfuerzos mas esfuer

9. Tiempo de exposicin.

Factores interactuantes en el desempeo de los aceros




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Seleccin de materiales resistentes a SSC/SCC de tablas y listas existenteISO15156-2

Opcin 1:Utilizando Tabla A2

pH2S < 0.05psi pH2S 0.05psi

Opcin 2: Seleccin para aplicacioneservicio agrio. Utilizando grfico p

T

C; pH2S pH2S; pH in-situ; T

Regin 0 Regin 1 Regin


Opcin 1:



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Opcin 1: ppH2S < 0,3Kpa (0,05psi)



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Opcin 1: ppH2S < 0,3Kpa (0,05psi)Tabla 3



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SO 5 56 pa te ce os a ca bo o de baja a

Tipo deacero

Ys max

TratamTrm

Ensayo de calificacMtodo A (UT

HRC(va

En resumen es importante considerar

Para todas las temperaturas

Para temper




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80(175)

65

(150)

Temperaturamnimadeexposicin

107(225)

1101059580

41xx

-

Q+T

CALIFICADO

Max 26GRADOS PROPIETARIOS

22HRCMax

Tipo deacero

Ys max

TratamientoTrmico

Ensayo de calificacinMtodo A (UT)

HRC max(valor)

Tenaris lleva a cpara grados

H40, J55,K55

M65,L80 Tipo 1

C90Tipo 1

T95Tipo 1

N80Q, C95

GRADOS PROPIETARIOS

125

GRADOS PROPIETARIOS

41xx

Max125

Q+T

ENSAYOS BATCH

Max 30

N80 P110

p j



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Seleccin de materiales resistentes a SSC/SCC de tablas y listas existenteISO15156-2

Opcin 1:Utilizando Tabla A2

pH2S < 0.05psi pH2S 0.05psi

Opcin 2: Seleccin para aplicacioneservicio agrio. Utilizando grfico p

TC; pH2S

pH2S; pH in-situ; T

Regin 0 Regin 1 Regin

p j

Opcin 2:



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p j

Opcin 2: seleccin basada en las regiones 0, 1, 2 y 3.

Grfico Basado en la n

0.001 0.01 0.1 1 10

4.5

5.5

6.5

3.5

2.5

3

2

1

0

0.05 psi

PH2S, bar

pHInsitu

SinServicio

Agrio

Servicio

Agrio LeveRegin

Intermedia

ServicioAgrio

Severo

ISO 15156 parte 2.


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Tenaris mircole

p

Aleaciones resistentes a la corrosin:El anexo A define las condiciones metalrgicas aceptables y los lmites ambiencuales se espera que las aleaciones resistan la fisuracin o cracking.

La Tabla A.1 es una gua de uso de las tablas de seleccin del Anexo A. Sub-clausulcontienen tablas para la seleccin.

Estas tablas establecen lmites del ambiente, y en algunos casos condiciones mecnmetalrgicas a cumplir, para asegurar resistencia al cracking.

Las tablas muestran los lmites con respecto a:

TemperaturaPresin parcial de H2SClorurosIn situ pH

Azufre elementalEstos lmites se aplican en forma conjunta

ISO 15156 parte 2.


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Aleaciones resistentes a la corrosin martensticas:

En ISO 15156 parte 3 hay dos aceros Martensticos de inters:

Tipo C Si Mn Cr Ni Mo

Cr13 0.22 Max. 1.00 Max. 1.00 Max. 12.0-14.0 0.50 Max. -

Cr13 S 0.05 Max. 1.00 Max. 0.30 Max. 11.5-14.0 4.50-7.00 1.50-2.0

Cr13 M 0.05 Max. 1.00 Max. 0.30 Max. 11.5-13.5 3.00-6.50 0.50-2.50

ISO 15156 parte 2.


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Aleaciones resistentes a la corrosin martensticas:De los grados 13Cr convencionales, slo el grado 80 puede ser considerado si hay p

Los grados modificados Cr13M no son una opcin si hay H2S.

Grados Cr13S (95 y 110) pueden ser considerados en el caso de bajas presiones pa

MaterialDominio ISO 15156 y/o Tenaris NKK(para evitar fisuracin en ambientes con H2S)

13CrGrado 80: 1.5 psi H2S max y pH 3.5

Grados 85 y 95: no H2S

Cr13M No H2S

Cr13S 0.15 psi H2S max y pH 4.5

ISO 15156 parte 2.


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Aleaciones Duplex:Acero Grupo Categora UNS No. Grado(Ksi) CondicinRango

Fluencia(Ksi)

Resistea

min. (K

SAF 2205 2 22-5-3 S31803

65 Ksi SA 65-90 90 110 Ksi CW 110-140 125

125 Ksi CW 125-150 130

140 Ksi CW 140-160 145

SAF 2507 2 25-7-4 S32750

80 Ksi SA 80-105 110

125 Ksi CW 125-150 130

140 Ksi CW 140-160 145

C Si Mn Cr P S Ni Mo

Max. Max. Max. Nom. Max. Max. Nom. Nom.

22Cr 0.03 1.00 2.00 22.0 0.030 0.015 5.00 3.20

25Cr 0.03 0.80 1.20 25.0 0.035 0.015 7.00 4.00

(*) Valores de dureza menores pueden ser garantizados en caso de ser especificado por el cliente.Se debe realizar un anlisis caso a caso.

Aleaciones Duplex:

ISO 15156 parte 2.


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Aleaciones Duplex:ISO 15156 establece un lmite al H2S mucho mayor para el sper Duplex 25Cr que p22Cr.

No se establecen restricciones de temperatura o pH.Lmite de cloruros es mencionado para el Sper Duplex.

MaterialDominio ISO 15156(para evitar fisuracin en ambientes con H2S)

22Cr

0.3 psi H2S mx.

36 HRC mx.

25Cr

3 psi H2S mx.

120000 mg/l cloruros.

36 HRC mx.


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ISO 15156 parte 2.


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Aleaciones austenticas:


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Seleccin de materiales resistenla corrosin carbnica

Anlisis preliminar



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Una vez que la primera etapa del anlisis se ha completado (evitar fisuracideterminar si los materiales candidatos son adecuados o no desde el puntocorrosin.

Este criterio aplica para los materiales permanentemente expuestos al med

Fisuracin

ISO 15156Corrosion

Amsec

Corrosin por CO2


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Aleaciones resistentes a la corrosin:Regla general sobre la ppCO2para acero al carbono (API 50):

PCO2< 7 psi (0,5 bar)Riesgo BAJO7 psi (0,5 bar) 30 psi (2 bar)Riesgo ALTO

Slo es una regla general y ha sido ampliamente mencionada en la bitanto sobre pozos de gas como de petrleo.

Tiene que ser utilizada para una primera mirada sobre los posibles esc

Brinda una indicacin de la limitada resistencia a la corrosin de los accarbono y de baja aleacin en ambientes dulces.

Corrosin por CO2. Lmites de uso para el 13C)


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Tenaris mircole

Este es un dominio simplificadopara el primer paso de la seleccin; demuestra que los lmites pel contenido de cloruro existen para 13Cr convencional y se encuentran interrelacionados.Tenaris puede realizar una evaluacin ms precisa por medio del uso de un modelo, si se brinda indel ambiente.

0

5

10

15

Temperatura (C)

NaCl(%)

100 150 17050

TN Cr13TN Cr13M

TN Cr13S

TN Cr13MTN Cr13S

RESISTENCIA A L

GRADO

TN Cr 13 TN Cr 13 M or S

Este grfico puede brinlmite de temperatura u150 C y Cl- siendo no 50000 mg/lt

Corrosin por CO2. Lmites de uso para el 13C


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Tenaris mircole

A partir de un trabajo integral de Cseleccin para las aleaciones resicorrosin en la industria del petrconfirma la dependencia de una teservicio mximo y el contenido de

Est claro que la temperatura mtambin de la presin parcial de C

Se debe enfatizar que estos dominios se determinan ante ausencia de O2, H2S y azufre

Los aceros inoxidables martensti

demostrado un buen rendimiento produccin con alto contenido de H2S.

Ms all de las condiciones presentadas para los aceros martensticos 13Cr es nece

CRAs en ambientes con CO2


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Tenaris mircole

Ms all de las condiciones presentadas para los aceros martensticos 13Cr, es necelas metalurgias con una pelcula pasiva mejorada, presentando una resistencia a la colocalizada mejorada.

Las principales familias utilizadas para OCTG son:

Aceros inoxidables duplex y superduplex Aceros austenticos de alta aleacin Aleaciones de base nquel

Los mas difundidos son los aceros duplex (22Cr), superduplex (25Cr) y austenticos d(Sanicro 28 y 29), y centraremos el anlisis en esas familias.

Estos materiales son altamente resistentes a la corrosin CO2y, en consela principal consideracin para determinar su idoneidad.

La corrosin por picado y/o cracking son las principales preocupaciones: ccloruro, temperatura, presencia de H2S y pH son los principales factores qsu aceptacin.

Corrosin por CO2. Lmites de uso para Duple


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Tenaris mircole

En ambientes dulces, los aceros ipermiten ir ms all de los lmitesde los aceros inoxidables martens

Tpicamente, se considera un lm22% Cr.

Superduplex es an ms resisten

Pozos de produccin con un a

CO2y bajo H2S. Pozos por inyeccin de agua ( Pozos por inyeccin de CO2.

Corrosin por CO2. Lmites de uso para Sper


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Tenaris mircole

Alta resistencia en general, alta recorrosin (y a la erosin); en contaceros inoxidables martensticos ypresentados anteriormente, es alta los ambientes que contienen H2

Sanicro 28 y 29 Alta resistencia a la corrosin

rendija. Utilizado para Tubing, Casing

produccin de alta resistenciasulfdricos.Sanicro 29 ndice PRE ms alto que Sani Desarrollado para mejorar la r

corrosin localizada en conceCl-, CO2y H2S a altas tempera

Corrosin por CO2. Lmites de uso para aleacibase Nquel


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Tenarismircole

base NquelCuando los aceros austenticos dson los adecuados para el ambiencaso de una temperatura muy altaaleaciones de nquel son la opcirendimiento.

El grfico del trabajo de Craig mutemperatura mxima muy alta quealcanzada en el caso de la aleaci


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Tenarismircole

Definicin del ambiente secundAmbiente de mantenimiento del



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Tenarismircole

Luego de haber analizado el ambiente primario (ambiente de produccin), de vista de fisuracin y corrosin, es importante considerar el ambiente secambiente de mantenimiento del pozo).

Fisuracin

ISO 15156

CorrosionAm

sec

El bi t d i i i l t d l di i f t l i d l

Riesgos a considerar debido al ambiente secu


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Tenaris mircole

El ambiente de servicio incluye todas las condiciones que afectan la corrosin de los mcandidatos. Se debe considerar la produccin (ambiente primario) y el mantenimientosecundario).

Las consecuencias de ignorar la potencial incompatibilidad de las aleaciones resistecorrosin con el ambiente secundario pueden ser severas.

Ambiente primario Ambiente secundario

Agua de produccin

Gases: C-n; CO2; H2S

Petrleo

CO3H-; Cl-; Na+; etc.

Salmueras

Lodo de perforacin

Estimulacin cida

Inhibidores de corrosin

Inhibidores de escamado



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Fuente:Corrosion 2001

Tasas de corrosin de diferentes materiales expuestos a cido fresco y cidos gastad

FIGU

Prueba 2522C24hs. a 80C a HCl

2% Inhibidor

FIGUR

Prueba 2422Cr exa 80C a cido usa13,5% + HF 1,5%

Pruebas con HCl + HF frescoTasas de corrosin generales (mpa)

Pruebas con HCl+HF gastadoTasas de corrosin generales (mpa)

Estimulacin cida:

Riesgos a considerar debido al ambiente secu0.09

16


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Salmueras de baja densidad Salmueras de alta den

NaBr NaCl (14 days)NaCl (30 days) CaCl20.00

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

Tasadecorrosin(mm/ao)

TN80Cr3TN80SSL80

ZnBr2 CaBr2 + ZnBr2 Ca

0

2

4

6

8

10

12

14

Tasadecorro

sin(mm/ao)

TTL

Salmuera Gravedad especfica Inhibidor

kg/lt (lb/gal) cm3/lt

NaCl 1,1 (9,17) -

NaBr 1,1 (9,17) -

CaCl2 1,1 (9,17) -

Salmuera Gravedad especfic

kg/lt (lb/gal)

ZnBr2 1,8 (15,0)

CaBr2+ZnBr2 1,8 (15,0)

CaBr2+ZnBr2+Inhibidor 1,8 (15,0)



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El problema comenz cuando despus del anlisis de falla sobreel Tubing CRA (Aleacin resistente a la corrosin), la compaadetect que la fisura original estaba localizada en la superficieexterna del tubo, que se expuso a la salmuera del fluido determinacin.

SA

LMUERA

Algunos casos de fallas generados por las salmueras alta dsobre las aleaciones resistentes a la corrosin:



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Algunos casos de fallas generados por las salmueras alta dsobre las aleaciones resistentes a la corrosin:Informacin de bibliografa sobre fallas de las aleaciones resistentes a la corrosin en

secundario. Resak A-6

CaCl2 salmuera (11 ppg) Reservorio: alto CO2 (44 a 96 bar), bajo H2S (0,004 a 0,014 bar); bajo cont

(3000 a 8000 ppm). Temperatura entre 140 and 156C. Material: Super Cr13 95Ksi. Fall despus de 14 das.

Deep Alex CaCl2 salmuera (11 ppg) Condiciones del reservorio: alto CO2(46 bar), bajo H2S (max. 0,017 bar). Sin informacin sobre Cl-. Temperatura 188C. Material 22Cr 130Ksi, bisulfato de amonio inhibido con tiocianato de sodio. F

de 30 das.


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Peor escenario (worst conditiontubulares y tipo de pozos

Definir el peor escenario es CLAVE


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Tenaris mircole

Una tarea clave en este proceso es escoger

correctamente las worst conditions que se espeen el pozo.

Pueden ser estas distintas segn analicemos

cracking o corrosin?

Pueden estas ser distintas para distintos grupos d

materiales?

Peor escenario para CRACKING


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Tenaris mircole

En general, para cracking, las peores condiciones corresponden al cierre de pozo, dad

Las presiones son mayores que en condiciones de produccin.

Las temperaturas (sobre todo en la seccin superior del pozo) pueden valores bajos, cercanos a temperatura ambiente o aun menos en boca.

Las cargas axiales suelen ser mas altas.

Como se ha mencionado, la tendencia al SSC aumenta a:

Baja temperatura

Bajo pH

Alta presin parcial de H2S


Aceros al carbono


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Tenaris mircole

Pozos de gas: Presin en boca o en fondo de pozo?

El uso de la presin en fondo (mayor que en boca) para calcular la ppH2S puede ser d

conservativo (ya que el SSC es mas probable a baja temperatura). Sin embargo, alguusan este criterio para determinar la worst conditionen trminos de presin parcial de

Otras compaas usan directamente la presin en boca de pozo (ya que all coexistentemperatura y en general el ms alto esfuerzo de traccin). Este criterio no es consertrminos de presin parcial de H2S.

Para anlisis preliminares creemos conveniente usar un enfoque conservativo e

presin parcial de H2S.El modo ms completo de analizar esto es trabajando con perfiles de presiones y temcubrir los distintos sectores de la tubera.

Aceros al carbono:


Aceros al carbono:


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Tenaris mircole

Pozos de petrleo: Presin en boca o en fondo de pozo?

Para pozos de petrleo creemos conveniente utilizar el punto de burbuja para e

mxima presin parcial de H2S que puede aparecer en el sistema.Si la presin de burbuja no est disponible, el uso de la presin en fondo para condicies una opcin conservativa (pero puede ser muy sobre-conservativa en pozos donde gas ocurre muy cerca de la boca del pozo).

Nuevamente, el modo ms completo de analizar esto es trabajando con perfiles de prparciales y temperaturas para cubrir los distintos sectores de la tubera.

Aceros al carbono:


Aceros al carbono:


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Tengamos presente el carcter aproximado de estos clculos:

El contenido de H2S en el gas no es constante.

A veces el contenido de H2S es un promedio de varios pozos o incluso inferido a parten el rea.

El comportamiento de los gases no es ideal (conservativo!).

El pH no se mide sino que se estima.

Su estimacin requiere de las presiones parciales de H2S y CO2que son aproximada

La composicin del agua se considera constante a lo largo de la tubera.

Estas consideraciones sern relevantes sobre todo cuando del anlisis prelimincondicin borderline.

Aceros al carbono:


Aleaciones resistentes a la corrosin:


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Inoxidables Martensiticos:

Su tendencia al cracking in medios conteniendo H2S aumenta a bajo pH; alta presin baja temperatura.

El analisis de worst conditionses similar al mostrado para carbon/low alloy steels.Duplex:

Su tendencia al cracking en medios conteniendo H2S aumenta a bajo pH y alta presi

No hay acuerdo generalizado respecto del efecto de la temperatura.

Dado que ISO 15156 no incluye lmites de pH para estos materiales, el uso de las cones conservativo.

Sanicro 28/29:Su tendencia al cracking in medios conteniendo H2S aumenta a alta presin parcial dtemperatura.

Utilizar condiciones de fondo como worst conditions (mxima temperatura y mparcial de H2S).

Aleaciones resistentes a la corrosin:


Mximas presiones parciales a considerar:


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Tenaris mircole

Para el uso de rules of thumb o dominios grficos, la mxima presin parcial de COpodra ser:

Para pozos de gas:La presin de fondo en condiciones de cierre en bocao bien la presin de fondode produccin.

Dado que se espera que un pozo permanezca slo durante tiempos cortos en condicenfoque ms racional sera el de adoptar la segunda opcin (considerar altas presiones conservativo y puede penalizar fuertemente la eleccin del material)

Para pozos de petrleo:

La presin de burbuja.

Si la presin de burbuja no es conocida, puede usarse la presin de fondo en condiciproduccin (conservativo).

Mximas presiones parciales a considerar:

El tipo de tubera es determinante en la seleccin

Peor escenario segn el tipo de tubera


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El tipo de tubera es determinante en la seleccin

Fisuracin por H2S

Fluido de empaquecon inhibidor

Tuberas conposible

contacto con elfluido

Corros

tuberas en

contactopermanentecon el fluido

Fluido de empaquecon inhibidor

Para secciones que no estn continuamente expuestasa fluidos de produccin, la



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ambiente agresivo es la mayora de las veces accidental y/o de corta duracin. El prinseleccin de esta seccin tubular es, por lo tanto, la fisuracin por H2S debido a que ocortos si el material es susceptible.

Por otro lado, la corrosin debida a los fluidos de produccin, generalmente toma mucen la seleccin de este tipo de tuberas, podra no ser tenido en cuenta inicialmente.

La no exposicin permanente, es la razn por la cual los aceros al carbono y baja aleamateriales de Casing ms usados por la industria. En una seleccin preliminar, en trmlos aceros al carbono/baja aleacin son la opcin por default para tubulares no expu

continuamente.

Si hay presencia de H2S , la seleccin se realiza segn los lineamientos de la ISO 15

Siempre se deben considerar las condiciones ms demandantes (en trminos dtemperatura, contenido H2S y presin). Por ejemplo: condicin de shut in, prdid



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Tenaris mircole

1. Seleccionar para evitar Fisuracin (NUNCA es aceptable). Se debemateriales que sean resistentes a este tipo de dao, descartar los que

2. Seleccionar para reducir Corrosin (para materiales continuamentfluidos de produccin). del grupo de materiales candidatos tras la etala seleccin del ms apto para resistir el ataque corrosivo.

3. En este paso se deben tener en cuenta los objetivos de la seleccin pamejor solucin tcnico-econmica.

4. Recordar que con la Corrosin se puede convivir, dentro de ciertos lmimedidas de mitigacin.

Finalmente se seleccionan los candidatos que renan no solamente las pro



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Tenaris mircole

Finalmente se seleccionan los candidatos que renan no solamente las promecnicas para soportar las cargas operativas del pozo, sino tambin las ccorrosivas del pozo y de los fluidos de mantenimiento.

Fisuracin

ISO 15156

CorrosionAm

sec


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9. Selección de Materiales

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