FALLAS EN TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

ROBERT SERRANO CRUZ

DIEGO BUENO PATARROYO

FLAVIA VANESSA PÉREZ BARROS

JONNATHAN ORTEGA GARCÍA

DANIELA TORRES LAMUS

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

22 DE ENERO

2010

FALLAS EN TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

ROBERT SERRANO CRUZ

DIEGO BUENO PATARROYO

FLAVIA VANESSA PÉREZ BARROS

JONNATHAN ORTEGA GARCÍA

DANIELA TORRES LAMUS

Trabajo presentado a: Ingeniero OSCAR REY

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

22 DE ENERO

2010

CONTENIDO

INTRODUCCIÓN

1. GENERALIDADES ACERCA DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

2. FALLAS EN LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

a) Principales causas de las fallas en la tubería.

b) Tipos de fallas.

c) Análisis de fallas.

d) Prevención y reparación de daños

3. EFICIENCIA DE INHIBIDORES DE CORROSIÓN POR CO2 EN FUNCIÓN

DE LA MICROESTRUCTURA DEL ACERO

CONCLUSIONES

BIBLIOGRAFÍA

INTRODUCCIÓN

La Evaluación Integral de un Yacimiento es una herramienta importante para

reducir costos operativos. De la misma forma se debe optimizar el sistema

producción-materiales para reducir el consumo de estos últimos,

especialmente en el caso de tuberías de conducción, tuberías de producción y

varillas de Bombeo.

El presente trabajo muestra conceptos relevantes acerca de las fallas en la

tubería de producción de Hidrocarburos, haciendo alusión a los tipos de fallas

más comunes con el fin de implementar medidas de prevención y/o corrección

de las mismas para mitigar los efectos y poder actuar frente a las diversas

causas que llevan a que un tubo falle.

El yacimiento debe ser considerado como un “todo” dado que es un sistema

cerrado, sin embargo, no existe soluciones universales, pues cada problema

debe ser analizado en forma independiente. Esto da lugar al desarrollo de

nuevos productos que se adapten al problema particular. En la actualidad se

realizan diferentes investigaciones en cuanto al mejoramiento de los

materiales usados en la fabricación de tuberías que ayuden a inhibir y reducir

la presencia de fallas como la corrosión, el desgaste prematuro de las tuberías

o efectos perjudiciales que puede causar al medio ambiente.

1. GENERALIDADES ACERCA DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

Los tubos se fabrican con acero laminado en caliente según normas AISI/SAE

1008, 1010, 1015; JIS SPHT 3132, ASTM A1011 o cualquier otro acero

equivalente que cumpla la norma ASTM A 53 (NTC-3470), y tenga la siguiente

composición química:

GRADO A GRADO B

CARBONO 0.25% máximo 0.30% máximo

MANGANESO 0.95% máximo 1.2% máximo

FÓSFORO 0.050% máximo 0.05% máximo

AZUFRE 0.050% máximo 0.050% máximo

Los tubos grado B son tratados térmicamente en la soldadura, a temperatura

mínima de 540º C, con el ánimo de eliminar la martensita retenida.

PROPIEDADES MECÁNICAS DEL ACERO

GRADO A GRADO B

Esfuerzo de fluencia: psi (min) 30.000 35.000

Esfuerzo de tensión: psi (min) 48.000 60.000

Porcentaje de elongación: 20% Prom 20% Prom

GALVANIZACIÓN

Se realiza por inmersión en caliente según la norma ASTM A-53, garantizando un

recubrimiento uniforme de zinc tanto interior como exterior, con un peso promedio

de capa de zinc no inferior a 0.55 Kg/m². La calidad del zinc para el revestimiento

se garantiza según la norma ASTM B6 SHG (Special High Grade).

ROSCADO

Los tubos son roscados según norma ANSI B1.20.1 tipo NPT. Las roscas son

protegidas con un protector plástico de acuerdo con los datos de la siguiente tabla:

Cuando se especifique tubería sin rosca, los tubos se entregan biselados en sus

extremos para facilitar su unión por procesos de soldadura.

IDENTIFICACIÓN

Se realiza por inmersión en caliente según la norma ASTM A-53, garantizando un

recubrimiento uniforme de zinc tanto interior como exterior, con un peso promedio

de capa de zinc no inferior a 0.55 Kg/m². La calidad del zinc para el revestimiento

se garantiza según la norma ASTM B6 SHG (Special High Grade). Los tubos son

identificados según norma ASTM A53 (NTC-3470).

Por ejemplo: se estampa la leyenda “NOMBREEMEPRESA ASTM A53 (X*) ERW

SCH 40 DÍA. (X**), 6.00 m, estampada en bajo relieve o marcada con plantilla. Las

letras X* y X** corresponden al grado de los tubos (A o B) y el diámetro nominal

NPS (1/4” a 6”) respectivamente.

Figura 1. Capacidad de producción

Fuente. http://www.tuberiasacero.com.mx/docs/capacidad_produccion.pdf

2. FALLAS EN LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

a) Principales causas de las fallas en la tubería.

• Inapropiada selección del tubo para la profundidad y las presiones encontradas.

• Insuficiente inspección del cuerpo del tubo o roscas.

• Daños durante la manipulación y/o transporte.

• Mala práctica de operación de bajada o extracción de los tubos del pozo.

• Roscas mal maquinadas.

• Descuidos en el almacenamiento de los tubos.

• Uso de grasas no adecuadas, o diluidas o sucias (esto puede provocar engrane

de las roscas).

• Torque en exceso para forzar la bajada del tubo al pozo.

• Martillado de las cuplas, especialmente en tubing.

• Desgaste interno de tubing por la acción de la varilla de bombeo.

• Fatiga, especialmente en el tubing. No hay manera de evitarla; sí se podría

retardar utilizando uniones y procedimientos de operación adecuados.

• Exceso de tensión, superando el límite de fluencia del material o la resistencia de

la unión.

• La pérdida de fluido de las conexiones debido a presión interna o externa es una

causa común y puede deberse a las siguientes condiciones:

La grasa no corresponde a la especificada, o está diluida o sucia o no

homogeneizada.

Roscas sucias, engranadas debido a suciedad, mal enrosque, roscas

dañadas o mal maquinadas.

Tracción demasiado rápida de la columna.

Excesivos enrosques y desenrosques.

Procedimiento inadecuado de fijado de la tubería (esto produce tensiones

en la unión que podrían exceder el límite de fluencia del material).

b) Tipos de fallas.

Las fallas pueden clasificarse así:

Fallas por Corrosión:

Corrosión por

Microorganismos.

Corrosión por CO2.

Corrosión por H2S.

Corrosión asistida por Fricción.

Corrosión Fatiga.

Corrosión por "Crevice“.

Corrosión Bajo Tensión.

Corrosión Galvánica.

Fallas Mecánicas:

Las fallas mecánicas representan un porcentaje grande del número total de todas

las fallas de sarta de varillas. Las fallas mecánicas incluyen todo tipo de

desperfecto excepto defectos de fabricación y fatiga por esfuerzo/corrosión. El

daño mecánico a la sarta de varillas contribuye a un elevador de esfuerzo que

ocasionará fallas de varilla de bombeo. El tiempo a la falla será influenciado por

muchas variables, de las cuales las más importantes serán el esfuerzo máximo,

ambiente operativo, orientación del daño, química de la varilla de bombeo, tipo de

tratamiento térmico de la varilla, gama de esfuerzos y tipo de daño. El daño

mecánico puede ser causado por diseño inadecuado, procedimientos incorrectos

de preservación y manejo, procedimientos descuidados de enrosque y

desenrosque, prácticas operativas desactualizadas o cualquier combinación de

estos elementos.

Desgaste

Fatiga

Pandeo

Prácticas operativas.

Colapso

Estallido.

Erosión.

FATIGA

Disminución de la resistencia mecánica de los materiales al someterlos a

esfuerzos repetidos.

El área de la pieza donde se inicia la fisura por fatiga corresponde a aquella

donde, por alguna razón, el esfuerzo logra niveles superiores al de fluencia,

produciéndose una deformación plástica en frio, localizada y cíclica, en

correspondencia con la naturaleza del esfuerzo, lo cual genera acritud o pérdida

de ductibilidad en ese lugar y, por consiguiente, con el transcurrir del tiempo se

produce una microfractura frágil que una vez formada puede propagarse bajo la

acción del esfuerzo.

PANDEO

El Pandeo es una falla en la estabilidad de la tubería, ocasiona dificultad para

correr herramientas por el interior de la tubería, mayor desgaste por contacto con

la barra de sondeo, y falla por superación del límite de fluencia del material. El

pandeo se incrementa debido al aumento de la presión interna, cambios de

temperatura e incremento de la fuerza compresiva.

EROSIÓN O DESGASTE

La velocidad de erosión o desgaste por abrasión en tuberías es proporcional a la

velocidad y cantidad del flujo, y al tamaño y forma de las partículas contenidas en

el lodo abrasivo. La resistencia a la abrasión de cualquier material es una función

de la magnitud del flujo y las características de las partículas de escombro que se

puedan presentar en la instalación.

COLAPSO

El colapso de tubos es un fenómeno gobernado por muchas variables, pero cuyo

comportamiento puede ser clasificado inicialmente en función de una de ellas:

La relación diámetro/espesor (D/t).

Para grandes valores de D/t el colapso está gobernado por una falla del tipo de

inestabilidad elástica.

Para valores de D/t bajos el colapso está controlado por consideraciones de

plasticidad.

Para valores de D/t intermedios los fenómenos de plasticidad y de inestabilidad

ocurren más o menos simultáneamente y no hay formulas deducidas de la

resistencia de materiales que describan el comportamiento de los tubos en este

rango.

ESTALLIDO

La presión de estallido ocurre cuando la presión interna en la tubería es mayor

que la externa. Con la presión de formación estimada sobre toda la longitud de

la tubería de revestimiento y el espacio anular lleno de fluido, se crea una presión

externa que se contrapone a la presión interna. La diferencia entre las presiones

internas y externa es la presión neta de estallido o ruptura que deberá calcularse

para los fines de diseño. Las presiones internas son consecuencia de producción,

sacudidas de gas presión hidrostática interna, etc. La secci6n de tubería más

crítica para el diseño contra estallido es la parte superior.

Existen diferentes agentes agresivos que deben ser determinados a través del

monitoreo de las características físico químicas del fluido en contacto con el

sistema de tubería en estudio, proporcionándonos las condiciones de agresividad

del mismo. Los elementos más importantes a determinar son:

•Gases disueltos en Agua y en Gas (H2S, CO2 y O2)

•Bacterias sulfatoreductoras

•Cloruros

•pH

•WOR, GOR

•Conteo de Hierro

Existen factores que son dependientes del diseño y que tienen gran influencia en

el tipo y ocurrencia de una falla:

•Efectos de la Geometría (Concentradores de tensión, malos drenajes, facilitar la

ocurrencia de crevice, etc.)

•Efectos de la incompatibilidad entre los materiales (materiales con diferentes

potenciales de oxidación, materiales de diferentes coeficientes de dilatación, etc.)

•Efectos de origen mecánico (incorrecta estimación de las cargas, buckling,

incorrecta selección de materiales, etc.)

•Efectos de la superficie (turbulencia, áreas de difícil acceso, formas agudas, etc.)

Un porcentaje importante de las fallas que se analizan se deben a prácticas

operativas inadecuadas:

•Aplicación de variables operativas que exceden el límite de aplicación del material

(Sobretorques, exceso de carga, temperatura, etc.)

•Prácticas de instalación incorrectas (golpes, maltrato durante el montaje, uso de

Herramientas inadecuadas, etc.)

CORROSIÓN

Por lo general el tipo y la localización de la corrosión tiene más influencia que la

pérdida de material que el proceso corrosivo genera.

Los factores dependientes del diseño que tienen gran influencia en el tipo y

ocurrencia de la corrosión se deben a Efectos del flujo, Tipo de Hidrocarburo, Tipo

de fluido, Tipo de Geometría, Efectos de la incompatibilidad entre los materiales, y

Efectos de la superficie.

La influencia del flujo es fundamental dado que, muchas veces los productos de

corrosión que se depositan sobre el acero lo protegen del contacto con el medio

ambiente corrosivo, pero el flujo generalmente involucra procesos erosivos

dejando metal “desnudo” expuesto. La influencia de la geometría es también

relevante ya que afecta directamente el “tiempo de mojado” y se sabe que la

corrosión torna a lugares de difícil acceso o “rendijas” generan Celdas de

Corrosión de muy Bajo PH que tornan más agresivo al ambiente. También la

geometría puede generar diferentes ambientes dentro de una misma área

expuesta, como lo son las superficies solapadas.

En la industria del petróleo la corrosión es aceptable cuando es menor a 0.1

mm/año, mientras que, entre 0.1 y 1.0 mm/año la evaluación dependerá del

tiempo requerido de Servicio, de las posibilidades de Inspección, Inhibición y

Reparación y de las Consecuencias económicas de una falla.

Corrosión Bajo Tensión o Fallas por Hidrógeno

Deberán ser eliminadas en la etapa de diseño. Por lo tanto, en función de los

cambios producidos en los yacimientos debido al incremento de la utilización de

métodos de recuperación asistida de hidrocarburos, a la búsqueda de nuevos

horizontes productivos que implica perforar en ambientes más agresivos de alta

presión y temperatura, a la depletación de las capas, y otros, la necesidad de

contar con materiales más sofisticado se ha incrementado.

Corrosion inducida por bacterias

Los microorganismos contribuyen a la corrosión por

diferentes vías. Algunos actúan como

depolarizadores catódicos, mientras otros forman

limos o biomasas que protegen una porción del

metal, incrustación y celda de concentración de

oxígeno. Generalmente, los microorganismos que afectan la corrosión son

clasificados de acuerdo a sus requerimientos de oxígeno. Los denominados

aeróbicos son aquellos que pueden existir bajo presencia de oxígeno. Los

denominados anaeróbicos son aquellos que pueden existir en ausencia o en baja

concentración de oxígeno.

En ambientes aeróbicos, las especies de thiobacillus cuentan para la mayoría de

los procesos de corrosión. Esta especie convierte el azufre en ácido sulfúrico, el

cual estimula el ataque. Las bacterias sulfato-reductoras se encuentran en

ambientes anaeróbicos. El mecanismo de las mismas involucra, tanto el ataque

directo al hierro por el sulfuro de hidrógeno, como la depolarización catódica. Aún

en fluidos aireados, las bacterias sulfato-reductoras pueden encontrarse dentro de

un área de picaduras activas de corrosión, donde el contenido de oxígeno se torna

muy bajo.

El ensayo microbiológico, usando una técnica de extinción-dilución, puede ser

usado en el Laboratorio de Campo para identificar y contar el número de

organismos presentes. Las ampollas o frascos para ensayos bacteriales están

disponibles, tanto para ensayos de bacterias aeróbicas (rojo de fenol) como para

anaeróbicas (sulfato-reductoras).

Algunas bacterias generan H2S, producen enzimas o ácidos orgánicos, oxidan

hierro soluble en aguas producidas o cualquier combinación de los anteriores.

El bactericida debe usarse en todos los fluidos sospechables para controlar

poblaciones de bacterias.

Corrosion por CO2

El CO2 se combina con agua para formar ácido

carbónico que baja el pH del agua. El ácido carbónico

es muy agresivo al acero y resulta en grandes zonas de

pérdida rápida de metal que pueden desgastar

completamente las varillas de bombeo y acoples. La

severidad de la corrosión aumenta con el aumento parcial de presión y

temperatura del CO2. Las picaduras de corrosión CO2 son de forma redonda,

profundas con paredes empinadas y bordes afilados. La

picadura se interconecta usualmente en líneas largas

pero ocasionalmente son individuales y aisladas. Las

bases de la picadura estarán llenas de escamas de

carbonato de hierro, un depósito gris que se adhiere de

manera suelta, generado del CO2.

Límites de concentraciones de CO2 y de H2S: Las condiciones de corrosividad

de estas especies marcan límites que deben tenerse en cuenta para formarse una

expectativa de la corrosivdad del medio.

Corrosividad del CO2 sobre acero al carbono de baja aleación.

Corrosión por H2S

La picadura por H2S es redonda en su base, profunda con paredes

empinadas y bordes biselados. Normalmente es

pequeña, aleatoria y esparcida sobre toda la

superficie de la varilla. Un segundo corrosivo

generado por H2S es escama de sulfuro de

hierro. Las superficies de la varilla de bombeo y

de la picadura estarán cubiertas de escama negra que se adhiere de

manera apretada. La escama de sulfuro de hierro es sumamente insoluble y

catódica al acero que tiende acelerar las tasas de penetración de la

corrosión. Un tercer mecanismo corrosivo es el resquebrajamiento por

hidrógeno, que ocasiona que la superficie de la fractura tenga un aspecto

granular o quebradizo. Un punto de inicio de grieta puede ser visible o no y

una parte de fatiga puede no estar presente en la superficie de la fractura.

El desgarramiento por corte de una falla de resquebrajamiento por

hidrógeno es inmediato durante fractura debido a la absorción del

hidrógeno y la pérdida de ductilidad en el acero. Aunque un ácido

relativamente débil, cualquier cantidad muy pequeña

medible de H2S se considera justificación para

programas de inhibición química cuando cualquier cantidad muy pequeña

medible de agua también está presente.

Corrosion por fatiga

La corrosión por fatiga es otro de los riesgos que han de ser eliminados. Casi

todos los metales y aleaciones, incluso el acero austenítico inoxidable, pueden

fallar al agrietarse o quebrarse debido a la corrosión por fatiga en condiciones que

impliquen esfuerzos aplicados o tensiones residuales combinadas con agentes

ligeramente corrosivos. Las soluciones de cloruro son de lo más perjudicial al

provocar el agrietamiento de los aceros inoxidables austeníticos.

El mecanismo causante de la corrosión por fatiga todavía no ha sido determinado.

Es principalmente transgranular y puede ir acompañado de ataques de picado.

Son muy susceptibles las piezas que han estado sometidas a un fuerte trabajo en

frío, pero el acero recocido puede también agrietarse cuando se le somete a

condiciones difíciles. Es más fácil que el agrietamiento se produzca en soluciones

calientes que en las frías.

Corrosion por friccion

También denominada “freeting”, la corrosión por fricción ocurre como

consecuencia de la abrasión superficial generada por la fricción repetitiva entre

metales como consecuencia del movimiento de mecanismos solidarios, de tal

manera que al hacerse vulnerables las superficies, se genera óxido en las

erosiones producidas.

Corrosion galvanica

La corrosión galvánica ejerce una acción localizada que puede sobrevenir cuando

una junta de unión entre dos metales disimilares está sumergida en una solución

que puede obrar como electrolito. En un medio corrosivo, los dos metales

diferentes forman unos electrodos cortocircuitados y constituyen una celda

electroquímica. De ello resulta la disolución del electrodo anódico, mientras que

el cátodo permanece inalterable. El potencial variará según la posición ocupada

por los metales y aleaciones en el cuadro de las series galvánicas que se

acompaña.

El empleo de distintos metales en una solución corrosiva no significa que la

corrosión galvánica sea inevitable. Los factores que influencian la corrosión

galvánica incluyen:

a) Conductividad del circuito: Tiene que existir el contacto entre metales

diferentes en una solución de alta conductividad para que se produzca el ataque

galvánico.

b) Potencial entre ánodo y cátodo: la posición que ocupa cada metal en la serie

galvánica determina el potencial y la dirección del flujo de corriente cuando se

compone una celda. El metal que ocupa la posición más alta en la serie constituye

el cátodo. El otro metal es el ánodo y, debido a ello, es el que resulta atacado por

la acción de la celda. El potencial se incrementa cuanto más apartadas unas de

otras son las posiciones ocupadas por cada metal en la serie. Los aceros

inoxidables en estado pasivo figuran en la serie justo a continuación de la plata,

del grafito y del oro. Así pues, en una solución oxidante, los aceros inoxidables

pasivos suelen constituir el cátodo, mientras que serán los otros metales los que

serán atacados. Cuando la solución es reductora, el acero inoxidable se vuelve

activo y los metales tales como el cobre y el bronce constituirán el cátodo y

acelerarán la corrosión del acero inoxidable. El acero y la fundición de hierro

ocupan puestos inferiores en la serie galvánica que el que ocupa el acero

inoxidable activo por lo que éste será atacado si se forma una célula entre ellos y

el acero inoxidable, lo mismo si están sumergidos en una solución oxidante que en

una reductora.

c) Polarización: Este efecto es el que se produce sobre los electrodos de una

celda galvánica por el depósito sobre los mismos de los gases liberados por la

corriente. La evolución de los iones de hidrógeno puede cambiar de pasiva en

activa la superficie del acero inoxidable, acelerando así la corrosión del ánodo.

d) Areas relativas del cátodo y ánodo: el área relativa de las superficies ejerce

un efecto pronunciado sobre el daño producido por la acción galvánica. Un

pequeño ánodo con un cátodo grande produce una corriente de elevada densidad

y acelera la corrosión en el ánodo. Deberán evitarse las pequeñas áreas del metal

menos noble. No se utilizarán piezas de sujeción de aluminio para el acero

inoxidable. En cambio, el empleo de piezas de sujeción de acero inoxidable para

aluminio da resultados satisfactorios.

e) Relación geométrica entre superficies de distintos metales: Un borde o una

esquina del metal menos noble no deberá estar en contacto con el centro de un

área de gran superficie del metal que ha de constituir el cátodo si llega a formarse

una celda galvánica.

Corrosión por escamas

En las varillas de bombeo se debe impedir la formación de escamas, tales como

las de sulfato de bario, carbonato de calcio, sulfato de calcio, carbonato de hierro,

óxido de hierro (herrumbre), sulfuro de hierro y sulfato de estroncio. Aunque las

escamas en una varilla de bombeo retarda la tasa de penetración de la corrosión,

también reduce la eficacia de los inhibidores químicos. La corrosión localizada

severa en forma de picadura sobreviene en todo momento en que la escama se ve

agrietada por un movimiento de flexión o es removida por abrasión.

Corrosión intergranular

Un tratamiento térmico inadecuado del acero inoxidable puede producir una

retícula de carburos en los aceros con más del 0,03 por ciento de carbono, o sin

adición de titanio o de columbio. El metal que contenga tal retícula es susceptible

de corrosión intergranular que podrá ser causa de fracaso en condiciones muy

corrosivas y reducir la duración útil en muchos servicios relativamente ligeros. Los

procedimientos normales de soldadura introducen en el metal la susceptibilidad a

la precipitación de los carburos. Que el acero sea susceptible de corrosión

intergranular no significa necesariamente que será atacado por ella. En servicio, el

resultado puede ser satisfactorio. Pero la posibilidad de corrosión intergranular

deberá ser tenida en cuenta siempre que no quede excluida según la experiencia

previa. La precipitación de carburos puede ser eliminada por uno de los tres

procedimientos indicados a continuación:

a) Por recocido: una vez terminadas las operaciones de elaboración y de

soldadura, el acero deberá ser calentado hasta una temperatura lo

suficientemente alta para disolver los carburos, lo que es generalmente entre 1036

ºC y 1150 ºC, para enfriarlo luego con la rapidez suficiente para evitar que se

vuelva a precipitar el carburo y utilizando para ello un chorro de aire o agua. Un

tratamiento térmico localizado en la zona inmediatamente adyacente a la

soldadura no da resultados satisfactorios. Para un recocido efectivo, toda la pieza

deberá ser calentada y apropiadamente enfriada con rapidez.

b) Utilizando acero que contenga menos de 0,03 % de carbono.

c) Utilizando un acero estabilizado: el titanio o el columbio se combinan con el

carbono y evitan las precipitaciones perjudiciales. Los aceros estabilizados son

necesarios para todo servicio que implique prolongadas exposiciones a las

temperaturas entre 426º C y 871 ºC.

El peligro inherente a la precipitación de carburo de cromo ha llegado a ser tan

bien conocido y tan fácilmente evitado que ocurren pocos fracasos debidos a esta

causa.

Corrosión por crevice

Es una corrosión que ocurre en espacios a los que se limita el acceso de fluido de

trabajo por el medio ambiente. Estos espacios se denominan generalmente

grietas. Ejemplos de las grietas son las lagunas y las zonas de contacto entre las

partes, en virtud de las juntas o sellos, dentro de las grietas y juntas, los espacios

llenos de depósitos y en las pilas de lodos.

Corrosión bajo tensión

La corrosión bajo tensión (CBT) es un mecanismo de rotura progresivo de los

metales que se crea por la combinación de un medio ambiente corrosivo y de una

tensión de tracción mantenida. El fallo estructural debido a la CBT es muchas

veces, imprevisible y aparece tanto tras pocas horas como tras meses o años de

servicios satisfactorios. Se encuentra, frecuentemente, en ausencia de cualquier

otro tipo de ataque corrosivo. Virtualmente, todas las aleaciones son sensibles a la

CBT en un medio ambiente específico y con un conjunto de condiciones.

c) Análisis de fallas.

Los análisis de muestras realizados en laboratorios especializados posibilitan

evaluar y encontrar la causa de una falla. El resultado permite corroborar la

presencia de los agentes agresivos determinados en el monitoreo de campo, a la

vez que ayudan a diferenciar la causa de la falla del mecanismo por la

Cual esta se produce.

Los análisis que generalmente se realizan son:

Microscopía Óptica.

Microscopía Electrónica.

Difracción por Rayos X.

Propiedades Mecánicas (tracción, dureza, Charpy, dimensional).

Observación por Microscopía Óptica.

Observación por Microscopía Electrónica.

Observación por Difracción por Rayos X.

Análisis de Propiedades Mecánicas.

Luego de la obtención de los datos de campo y del aporte proveniente de los

análisis de falla, se puede realizar el diagnóstico del problema. Para esto puede

utilizarse una metodología de trabajo que tiene en cuenta tanto el uso de

herramientas informáticas como la opinión de las personas integrantes del grupo

de trabajo. El proceso de selección de materiales para sistemas que actúan en la

Industria del Petróleo y el gas ofrece el desafío de tener que satisfacer

requerimientos técnicos y económicos en aplicaciones que implican sistemas de

cargas complejos y ambientes agresivos, a lo que hay que agregar requerimientos

del tipo ambiental que también le imponen condiciones al diseñador.

El proceso de selección va a estar gobernado por cuatro aspectos técnicos que

son:

a) Seguridad (fallas catastróficas)

b) Características del ambiente al que se exponen los materiales

c) Propiedades de los materiales

d) Vida útil requerida en función de la aplicación.

Estos factores técnicos se conjugan muy estrechamente con el factor económico.

Como objetivo final de este proceso, el material que se haya escogido deberá

poder satisfacer los Requerimientos Estructurales y la Resistencia a la Corrosión.

El diseñador tiene entonces varias alternativas, como incrementar el espesor,

incrementar la resistencia, utilizar aceros especiales, utilizar recubrimientos,

utilizar inhibidores o alterar el medio ambiente.

d) Prevención y reparación de daños

Prevención:

Algunas medidas utilizadas industrialmente para combatir la corrosión son:

uso de materiales de gran pureza

presencia de elementos de adición de aleaciones (ej. Aceros inoxidables)

tratamientos térmicos especiales para homogeneizar soluciones sólidas,

como el alivio de tensiones

inhibidores que se adicionan a soluciones corrosivas para disminuir sus

efectos

recubrimiento superficial: pinturas, capaz de óxido, recubrimientos

metálicos

protección catódica

La protección contra la corrosión no sólo deberá evitar posibles corrosiones

(presencia de pares galvánicos, medios agresivos específicos, etc.) que habrá que

analizar durante la fase de proyecto, sino que deberá reducir también las

velocidades de corrosión.

Para proteger el acero contra la corrosión habrá que recubrirlo con una capa

protectora, que puede ser de distintos materiales. Se deberá cumplir:

Preparación de la base: para asegurar la no existencia de polvo, hollín y óxido se

ha de realizar una correcta limpieza de la estructura de acero antes de aplicar el

material de recubrimiento:

a. Eliminar la cascarilla y óxido por medios manuales, mecánicos, neumáticos

o térmicos de manera que se asegure la limpieza sin daño de los elementos

estructurales.

b. Eliminar, mediante cepillado, los restos de la operación anterior.

c. La limpieza se considera asegurada, en condiciones normales, con el

transcurso de doce horas a partir de su realización.

Materiales de recubrimiento. Los revestimientos más corrientes son:

PINTURA. Mano de imprimación a base de minio de plomo, terminado con una

o dos capas de esmalte, dependiendo del grado de exposición de la estructura.

El fabricante de las pinturas para recubrimiento debe garantizar sus

propiedades antióxidas. Se podrán emplear aditivos para mejorar la

trabajabilidad o la velocidad de secado debiendo el fabricante asegurar que no

se modifican las propiedades del recubrimiento.

REVESTIMIENTO DE CEMENTO. Para elementos constructivos que van a

quedar ocultos; se aplican varias capas de cemento Portland que va a

preservar el hierro a la vez que, por proceso químico, es capaz de absorber las

capas delgadas de oxidación que se hubieran formado en un principio.

METALIZACIÓN. Se emplea, principalmente, en elementos no estructurales.

El material más empleado es el zinc, recibiendo el producto terminado el

nombre de hierro galvanizado (chapas para cubiertas, tubos, alambres y

algunos perfiles). El plomo forma un revestimiento eficaz contra los ácidos, y el

estaño se emplea en chapas delgadas de hierro (hojalata).

3. EFICIENCIA DE INHIBIDORES DE CORROSIÓN POR CO2 EN FUNCIÓN DE

LA MICROESTRUCTURA DEL ACERO

En este trabajo se busca establecer la influencia de la micro estructura del acero al

carbono J55 en las características de medios con alta concentración de cloruros

saturados con CO2 en ausencia de oxígeno y su relación con la eficiencia de

inhibidores orgánicos.

Se usó acero de tubería de dos micro estructuras diferentes; uno con micro

estructura ferrítico-perlítica (F-P) y el otro con micro estructura martesítica

revenida a alta temperatura (MR). Esto se realizó mediante tratamientos térmicos:

En la muestra H, austenizado a 890ºC y enfriado en horno (recocido). Muestra T,

austenizado a 890ºC, enfriado en agua y revenido a 700ºC por una hora.

Se empleó una solución de NaCl 5%p/p, a pH=6, saturada con CO2 a 40ºC,

presión atmosférica y se mantuvo la concentración de oxígeno debajo de 40ppb.

Se usaron los siguientes tres inhibidores: N(3-aminopropil)imidazol (API) y dos

productos comerciales de base imidazolina(C1 y C2). La duración de los

experimentos fue de 96 horas.

Para la evaluación del comportamiento de las muestras con y sin inhibidor se

usaron técnicas in-situ (impedancia electroquímica, resistencia a la polarización

lineal) y ex-situ (SEM, XPS). Las mediciones electroquímicas y de potenciales de

corrosión se realizaron cada 24 horas.

Los resultados de los ensayos electroquímicos muestran que el efecto de los

inhibidores es influenciado por la micro estructura del material. Se observa que el

API tiene un leve efecto protector en la muestra F-P pero aumenta la velocidad de

corrosión en la MR.

Sin embargo se obtienen mejores resultados con los otros inhibidores: el inhibidor

C1 funciona mejor sobre la muestra F-P, mientras que lo opuesto ocurre en el

caso del C2. Los diagramas de impedancia y los potenciales de corrosión indican

que los inhibidores comerciales podrían tener un mecanismo de acción diferente.

Observándose la formación de una película superficial en el caso del C2.

Lo anterior muestra la importancia del grupo R en los compuestos imidazólicos

sobre su comportamiento como inhibidores de corrosión. Los estudios de XPS y

SEM permiten establecer una correlación entre los ensayos electroquímicos y las

características de las capas de productos de corrosión.

Principales conclusiones

La utilización en conjunto de técnicas electroquímicas y de análisis de

superficie permite obtener una visión más completa de la problemática

abarcada y, a partir de esto, postular mecanismos de acción que ponen en

evidencia la influencia de las variables intervinientes en cada caso estudiado.

Sin el agregado del inhibidor. Las muestras templadas y revenidas presentan

una resistencia a la corrosión mayor que las muestras recocidas. Así mismo, la

microestructura del acero influye en el desempeño de los compuestos

empleados como inhibidores de corrosión.

Cuando se emplean los inhibidores API y C1, las muestras reconocidas

presentan una mejor eficiencia frente a las muestras templadas y revenidas. En

estos casos no se forma una película protectora aislante y el proceso de

corrosión progresa en el tiempo.

Cuando se emplea el inhibidor C2 se forma una película protectora aislante

que disminuye radicalmente el proceso de corrosión, y el desempeño para

ambas condiciones microestructurales es notablemente es notablemente

superior.

TUBERÍA DE PRODUCCIÓN EN FIBRA DE VIDRIO

La tubería de línea para producción de petróleo y gas se manufactura en tamaños

que oscilan entre 1-1/2” hasta 24” (40 a 600 mm) de diámetro y manejan presiones

desde los 225 psi (1,6 MPa) hasta 4.000 psi (27,6 MPa), dependiendo del tamaño

y la temperatura llega hasta 200º F (93,3º C). Estos productos se utilizan para

transportar materiales altamente corrosivos desde la estación central de

recolección del campo petrolero hasta los pozos de inyección. Adicionalmente, la

tubería de línea se utiliza también en líneas de flujo de gas y petróleo de baja y

mediana presión donde se encuentran fluidos corrosivos. La tubería de línea en

fibra de vidrio tiene una tasa de esfuerzo de tensión (LCL) de 20 años de hasta

23.270 psi (160,5 MPa) a 150º F (65,6º C) conforme con ASTM D-2992

Procedimiento B. Mientras que el sistema de resina epóxica contribuye con la

resistencia química y de temperatura, el refuerzo con fibras de vidrio le otorga las

mayores características como portador de cargas.

Aplicaciones

Líneas de Flujo ó inyección

Líneas de Transferencia ó de Desechos

Tuberías para Baterías de Tanque

Líneas de Agua Contra Incendio

Petróleo

Producción de Gas Natural

CO2 de Alta Presión e Inyección de Agua Salada

Petróleo Crudo, Agua Salada, H2S,

Químicos Suaves: Sales, solventes, soluciones con pH 2-13

Beneficios

Control de Corrosión: resiste la corrosión causada por el CO2, H2S y el agua

salada. No requiere de ningún revestimiento protector.

Costo Reducido en la Instalación de la tubería de Línea: ligera y fácil de

manejar. Requiere menos personal y herramientas durante la instalación.

Capacidad de Flujo Mejorada: Una superficie interna de tubo más lisa

incrementa la eficiencia y resiste la acumulación de incrustaciones / parafinas.

El tubing es ofrecido en diámetros desde 1½” hasta 4½” (38 mm – 115 mm) con

rango de presión desde 1000 a 4000 psi (6,9 a 27,6 MPa) con longitudes de 30

pies (9,1 m). Los productos para pozo son utilizados en una variedad de

aplicaciones altamente corrosivas con profundidades de 10.000 pies (3.038 m).

Los tubing y casing son utilizados primordialmente en pozos de inyección de agua

salada, donde los fluidos de inyección son corrosivos, en pozos de observación

para el monitoreo de formaciones donde el acero puede interferir con el equipo de

monitoreo, y en pozos de producción donde los productos de acero se oxidan

fácilmente.

Fuente. w w w . f i b e r g l a s s s y s t e m s . c o m

Figura 2. Sistemas en fibra de vidrio

CONCLUSIONES

El hecho de conocer los tipos de fallas que atacan a la tubería de producción

reduce la posibilidad de que se presente daños irreversibles ya sea de tipo

vital, ambiental, de seguridad o inversión económica durante la operación.

El análisis de fallas involucra muchas disciplinas que trabajan conjuntamente

para implementar nuevos procedimientos con el fin de retardar procesos que

causan las fallas en las tuberías.

El proceso de corrosión debe ser visto como un hecho que pone en evidencia

el proceso natural de que los metales vuelven a su condición primitiva y que

ello conlleva al deterioro del mismo. No obstante es este proceso el que

provoca la investigación y el planteamiento de fórmulas que permitan alargar

la vida útil de los materiales sometidos a este proceso.

En el trabajo se confirma que la lucha y control de la corrosión es

un arte dentro del mantenimiento y que esta área es bastante amplia, dado el

sinnúmero de condiciones a los cuales se encuentran sometidos

los metales que forman equipos y herramientas.

Los principales criterios, al momento de seleccionar materiales para la

fabricación de tubería, deben tener en cuenta la Seguridad (fallas

catastróficas), las características del ambiente al que se exponen los

materiales, las propiedades de los materiales, la vida útil requerida en función

de la aplicación y el factor económico.

BIBLIOGRAFÍA

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considerations”, European Federation of Corrosion, Publication # 23, 1997.

w w w . f i b e r g l a s s s y s t e m s . c o m

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