La selección de los materiales

Selección de los materiales para campos con altos contenidos de H2S y CO2

25/octubre/2013

Selección de los materiales para campos con altos contenidos

de H2S y CO2

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Autor

Responsable del área técnica de

Materiales en Aguas Profundas

Dr. Apolinar Albiter Hernández

Coautores

Investigador Dr. Pedro Hernández Hernández

Jefe de proyecto M en C. Liborio García Merino


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Contenido

1. Antecedentes

2. Selección de los materiales

• Premisas para la selección de los materiales

• Condiciones para la selección del material

• Estudios que se deben realizar para seleccionar un

material a típico

o Revisión de la normatividad

o Mapa de selección de materiales de fabricantes

o Pre-selección de materiales (Metodología desarrollada por el IMP)

o Evaluación de corrosividad del medio mediante software

o Pruebas de calificación del material en laboratorio

• Factores que inducen la falla de materiales

3. Conclusiones


3

Antecedentes: En México se requiere de experiencia para seleccionar

los materiales para la explotación de hidrocarburos.

La selección y validación del funcionamiento de los materiales cobra vital

importancia debido a que depende de las condiciones propias de cada sistema.

Profundidad

Condiciones del pozo (presión, temperatura)

Condiciones del medio ambiente

Composición de los hidrocarburos

Estas condiciones varían en cada región del mundo.


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Antecedentes: La selección de los materiales fue un reto tecnológico

para campos Brasileños (Pre-sal)

Uno de los retos enfrentados para los campos Pre-sal fue

la selección de los materiales para ambientes corrosivos.

La alta presión acoplada con el contenido de CO2 hace

imposible el uso del acero al carbono en pozos, riser y

tubería sobre cubierta. [OTC 23320, 2012]

Campos Pre-sal

Diseño experimental en instalaciones de Petrobras


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Antecedentes: La explotación de hidrocarburos costa afuera en México

implica retos en el manejo y transporte de la producción

La selección

de los

materiales

Es de vital importancia porque debe considerar todos los requisitos

específicos (composición química, fabricación, propiedades

mecánicas y físicas) de los materiales metálicos y no metálicos a

emplear en un proyecto en específico, para cumplir con: las

condiciones de operación y tipo de hidrocarburo, requerimientos

legales y regulatorios.

PEMEX debe enfrentar retos tecnológicos sin precedencia en la

Industria Mexicana

Crudo extrapesado

Alta temperatura

Arena

Producción de gas con alta toxicidad y corrosividad (altos

contenidos de H2S y CO2)

Retos en el

manejo y

transporte de

la producción


6

$

1. Selección del material por experiencias pasadas.

2. Selección del material mediante normatividad, información de

proveedores, etc. (análisis de corrosión)

3. Mediante la calificación del material a condiciones similares a las que

estará en servicio. Se evalúan los materiales candidatos mediante

pruebas en laboratorio.

Una selección de material errónea conduce a: Material con potencial

de falla o un material más costoso que el requerido


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Premisas para la selección del material para un campo con altos

contenidos de H2S y CO2

Premisas:

• Crudo extrapesado 11° API

• Dilución con CLM (35° API)

• Altos contenidos de H2S (21%mol ) y CO2 (16%mol)

• Envío de la producción sin tratamiento, utilización de PLEM

• Vida de producción = 20 años

• Cero emisiones a la atmosfera

Riesgos:

• Valor del pH = 3.8 medido en muestras preservadas

• Altos contenidos de cloruros (92,300 ppm)

• Incremento en la producción de agua del 5 al 30%

• Limitada inspección y limpieza (PLEM)

• Mecanismos de falla asociados a agrietamiento y corrosión


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Condiciones para la selección del material variando los contenidos

de H2S y CO2 en diferentes escenarios

ID Descripción

Temperatura (°C)

Presión (Kg/cm2

)

Mezcla de 14° API, CLM

Presión parcial Material

candidato Envío Envío

H2S (%mol)

CO2 (%mol)

Pp H2S

(psi)

Pp CO2

(psi)

L-1 OGD 20"ID X 4.9 km 65 17 6.5 5 15.72 12.09

CRA

L-2 OGD 16"ID X 4.5 km 65 17 6.5 5 15.72 12.09

L-3 OGD 16"ID X 2.8 km 65 17 6.5 5 15.72 12.09

L-INTER OGD 24"ID X 0.3 km 60 10 6.5 5 9.25 7.11

L-13 GDO 20"ID X 19.9 km

52 18 19.6 19.5 50 49

Escenario 14° API

ID Descripción

Temperatura (°C)

Presión (Kg/cm2

)

Mezcla de 21° API, CLM

Presión parcial Material

candidato Envío Envío

H2S (%mol)

CO2 (%mol)

Pp H2S

(psi)

Pp CO2

(psi)

L-1 OGD 20” X 3.2 km 50 25 3.06 2.25 10.88 8.00

CRA

L-2 OGD 12” X 4.5 km 50 25 3.77 2.83 13.41 10.06

L-3 OGD 12“ X 2.8 km 50 25 2.83 2.06 10.06 7.33

L-4 OGD 24” X 6.8 km 50 22 3.25 2.41 10.17 7.54

L-5 OGD 20” X 3.5 km 50 25 3.06 2.25 10.9 8.00

L-gas GDO 50 25 18 16 64 57

Escenario 21° API

ppGas = (Presión de trabajo) x (gas % mol/100)


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Estudios que se deben realizar para seleccionar un material a típico

• Revisión de normatividad vigente

• Mapa de selección de materiales de fabricantes de tubería

• Pre-selección de materiales (Metodología desarrollada por el IMP)

• Evaluación de corrosividad del medio (PREDICT), Selección de

materiales (Sistema experto-SOCRATES)

• Pruebas de calificación para evaluar HIC, SWC, SSC/SCC a las

condiciones de altos contenidos de H2S y CO2 en laboratorio


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Revisión de la Normatividad Nacional, Internacional y Extranjeras

La NRF-001-PEMEX-2007, es solo para aceros al carbono y no incluye aleaciones

resistentes a la corrosión (CRA’S), además no establece criterios para condiciones de

resistencia al agrietamiento bajo esfuerzo en presencia de sulfhídrico (SSC) y hace

referencia a la norma NACE MR0175/ISO 15156.

La NRF-005-PEMEX-2009, la corrosión permisible definida por PEMEX para aceros al

carbono debe ser menor a 2mpy en ductos de transporte de hidrocarburos con tratamiento

químico.

La NRF-013-PEMEX-2009, establece que debe de utilizar un espesor adicional de 0.159 mm

(6.25 milésimas de pulgada) por año para línea regular, y de 0.254 mm (10 milésimas de

pulgada) por año para ducto ascendente cundo no se tengan datos por estudios de

corrosión.

La ISO 21457, identifica los mecanismos de corrosión y los parámetros para su evaluación

cuando se realiza una selección de materiales para ductos, tuberías y equipos relacionados

con el transporte, procesamiento en la producción de hidrocarburos, incluyendo los servicios

y sistemas de inyección.

Normas extranjeras API SPEC 5L/ISO 3183, ASME B31.8, DNV OS F101, NORSOK M-

001 para referirse a materiales resistentes al SSC, direccionan a la norma NACE

MR0175/ISO 15156.


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Materiales propensos a mecanismos de corrosión interior en

sistemas de hidrocarburos

Mecanismo de corrosión Aceros al carbono y

aceros al carbono de baja aleación

Aleaciones Resistentes a la Corrosión (CRA)

Corrosión por CO2 y H2S Si Si (*) MIC Si Si SSC/SCC causado por H2S Si Si HIC/SWC Si No

(*) La presencia de H2S en combinación con CO2 puede también inducir ataque localizado (pitting) en CRA´s.

ISO 21457:2010. Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Materials selection and

corrosion control for oil and gas production systems.


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Mapa de selección de materiales de fabricantes de tubería

Tenaris Sumitomo


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Sandvik

Vallourec & mannesmann

Cameron

El IMP ha desarrollado una metodología para la

selección de materiales que integra la normatividad

vigente y los criterios de selección de los

fabricantes.

Mapa de selección de materiales de fabricantes de tubería


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Metodología del IMP: Calcular el pH del sistema y susceptibilidad al

SSC en aceros al carbono

Condiciones L-1

H2S= 3.06 %mol

CO2 = 2.25 %mol

Presión = 25 kg/cm2 = 355.5 psi

Temperatura = 60°C

Contiene agua

pH2S = 10.88 psi, pCO2 = 8.00 psi

ppH2S + ppCO2 = 130.18 KPa

Las condiciones corresponden a una región de

servicio amargo y por lo tanto altamente

susceptible a Stress Sulfide Cracking (SSC) de

acuerdo a NACE MR 0175/ISO 15156.

Aplica cuando solo se tienen contenidos de H2S y

CO2?


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Pre-selección de materiales (sin inhibición química) conforme a la

normatividad e información de fabricantes de tubería

pp H2S (psia)

pp

CO

2

(ps

ia)

0.05

7

30

DD - Servicio amargo

No corrosivo, susceptible al

SSC

AA - Servicio

general

No corrosivo

BB - Bajo

CO2

Corrosión

ligera

CC - Alto CO2

Corrosividad

media-alta

↑ Vcorr.

SSC

HH - Servicio amargo

severo – Alto C02

Corrosión severa,

susceptible al SSC

Aceros al carbono de baja aleación

(NACE)

Aleaciones Resistentes a la Corrosión

(CRA)

Gas

Gas Crudo

EE - Servicio amargo - Bajo CO2

Corrosión ligera, susceptible al SSC

FF - Servicio amargo - Medio CO2

Corrosividad media – alta, susceptible

al SSC (Slug Flow)

14° API

21 ° API

145


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Pruebas a materiales de acero al carbono y acero al carbono con un

revestimiento interno de aleación resistentes a la corrosión (cladpipe).

CS-1: ISO-3183-3 L-360MCS (X52) - Tubería de

20” D x ¾” de espesor de material acero al

carbono (API-52) con costura longitudinal y radial.

La muestra de esta tubería fue proporcionada por

fabricante Nacional de tubería de acero con

costura.

CRA-1: Aleación CS+CRA (CLAD) - Tubería de

20” D material acero al carbono (API X65) 16 mm

de espesor de pared con un revestimiento

adicional de 3 mm de espesor de aleación 825

(clad pipe). La muestra fue fabricada y

proporcionada por compañía japonesa líder

mundial en la fabricación de tubería “clad pipe”.


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Pruebas para evaluar la susceptibilidad a agrietamiento inducido por

hidrógeno, agrietamiento producido por esfuerzos en presencia de

sulfuros y de velocidad de corrosión del material

Tipo de Prueba Descripción Norma de referencia

HIC Prueba de agrietamiento inducido

por hidrógeno

NACE TM0284-2003, pH ajustado a 3,

y saturado con 100% H2S a

temperatura ambiente por 96 h.

SSC, LP

Prueba de agrietamiento por

sulfuro bajo esfuerzos (a presión

atmosférica ) API 5L, ASTM G29, Probetas

tensionadas en 4 puntos (FPBB) a

80% del límite elástico medido (AYS),

tiempo de prueba 30 días. SSC, HT/HP

Prueba de agrietamiento por

sulfuro bajo esfuerzos (a alta

presión y alta temperatura)

Corrosión

Evaluación de la velocidad de

corrosión (por pérdida de peso) y

de ataque localizado.

ASTM G111. Las pruebas son

realizadas en el mismo recipiente de

las pruebas SSC.

Las pruebas de SSC, HIC y corrosión al acero al carbono y CRA fueron desarrolladas para

evaluar el comportamiento del material a las condiciones de presiones parciales de los gases

ácidos (CO2 y H2S) estimadas en función de la presión máxima de envío y en la concentración

mol de cada especie en fase gas y como mezcla de lo diferentes escenarios de producción.


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Resultados de las pruebas de calificación del material de acero al

carbono API X-52

Condición de

prueba Observaciones Comentario

Resultados por MEB del acero API X-

52

Prueba: HIC

16 psi ppH2S, a 25oC

Muestra a 90º de

soldadura – PRESENTA

GRIETAS: CLR 12.63%,

CTR 0.145% CSR

0.018%

El caso que presento

grietas no excede los

criterios de aceptación de

NACE TM284; CLR <15%,

CTR < 5%, CSR < 2%.

Prueba: SSC

96 ppH2S y 53

ppCO2, a 150°C

Agrietamiento en zona

afectada por el calor,

espécimen analizado

después de la prueba de

susceptibilidad al SSC

La NRF-001-PEMEX-2009

no establece criterios para

el SSC.

Prueba:

CORROSIÓN

a 16 psi ppH2S, a 25°C. V

corr. (perdida de peso):

10.6 mpa y por picadura

La formación de productos

de corrosión (Fex Sy)

pueden reducir la

corrosión general.

Corrosión localizada,

ataque en áreas

especificas, velocidad de

penetración de 24 hasta

163 mpa.


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MATERIAL

ESFUERZOS

MEDIO

QUIMICA DE LA SOLUCION

CONDICIONES FISICAS

TIPOS DE FLUJO

MICROESTRUCTURA

PROPIEDADES MECANICAS

CONDICION SUPERFICIAL

INTERNOS

COMPOSICION QUIMICA

EXTERNOS

TIPO DE MATERIAL

ESTATICOS

DINAMICOS

IMPUREZAS

REACCIONES

ELECTROQUIMICAS

FALLA

PREMATURA

SCC, HE y CF

+SCC Stress Corrosion Cracking

HE Hydrogen embritlement

CF Corrosion Fatigue

CORROSION

Factores que Inducen la Falla de Materiales

Corrientes marinas, velocidad

del viento,

Columna de agua, peso de la

estructura, esfuerzos residuales

Factores que inducen la falla de materiales


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Conclusiones

La práctica en la Industria Petrolera (Technip) señala que las aleaciones resistentes a la

corrosión (CRA) son seleccionadas cuando los espesores por corrosión en tubería de

acero al carbono son mayores a 10 mm (0.400 pulg.).

Las CRA disminuyen el riesgo por falla prematura de la tubería aún cuando las

condiciones sean más severas (mayor acidez y/o falta de CLM).

El acero API X52 no es susceptible al fenómeno de HIC y SSC a las condiciones

dadas, sin embargo, se recomienda verificar la composición química y microestructura

de los productos tabulares para la industria del petróleo.

Los valores de la velocidad de corrosión de acero API X52 son considerados

moderados, sin embargo estas pueden incrementarse grandemente bajo condiciones

de régimen de flujo hidrodinámico.

Todas las muestras de material API X52 mostraron picaduras por corrosión (pitting) en

diferente grado y puede ser asociado al contenido de cloruros de la solución de prueba.

La velocidad de picado (pitting) fue desarrollada con mayores contenidos de H2S y CO2.

Sin embargo, bajo condiciones de flujo hidrodinámico durante operación, estos valores

pueden reducirse.


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Todas las muestras de material de tubería de “clad pipe” realizadas mostraron

alta resistencia a picaduras por corrosión (pitting).

Se debe considerar el uso de aleaciones resistentes a la corrosión, si la presión

parcial del CO2 es mayor a 7 psia (evaluar la pérdida de material por corrosión).

Realizar pruebas de calificación de resistencia a HIC/SWC, SSC/SCC a los

materiales candidatos, si la presión parcial de H2S es mayor a 0.05 psia.

El beneficio para la Industria Petrolera es en el ahorro en costos de inversión y

mantenimiento:

Selección apropiada de los materiales en ambientes hostiles y coadyuvando en la

disminución de posibles fallas.

Estableciendo la especificación del material y las pruebas que se requieren.

Menores tiempos de respuesta y servicios más oportunos.

Conclusiones


22

Gracias por su atención

Preguntas ??

Contacto:

Dr. Apolinar Albiter Hernández

Email: [email protected]

Encargado del Área Técnica de Materiales del Programa de

Explotación de Campos en Aguas Profundas del IMP.

mailto:[email protected]

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