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03.09.08

Corrosión en tuberías por H2S y CO2. Factores a considerar para el diseño y selección de tuberías

David Hernández MoralesServicios Técnicos Petroleros

David Hernández MCorrosión en tuberías.Factores a considerar en el diseño.

TenarisTamsa 2

Contenido

ü Introducción

ü Corrosión por H2S

ü Corrosión por CO2

ü Factores que influyen en la corrosión

Esfuerzo a la cedencia

Limpieza del acero

Intensidad de los esfuerzos (Tensión)

Concentración del H2S y CO2

pH de la solución

Temperatura (gradiente geotérmico, en producción y en operaciones)

Presiones parciales


TenarisTamsa 3

Contenido

ü Caso: Corrosión por H2S

ü Caso: Corrosión por H2S y erosión

ü Caso: Corrosión por CO2

ü Caso: Corrosión combinada por H2S y CO2

ü Caso: Corrosión por H2S, CO2 y daño mecánico

ü Caso: Corrosión en conexiones superficiales

ü Caso: Corrosión en tubería de conducción

ü Caso: Corrosión por operaciones

ü Caso: Corrosión agresiva

ü Diferencia en grado de acero

ü Conclusiones


TenarisTamsa 4

En la perforación, terminación y durante la vida productiva del pozo, el flujo de los hidrocarburos en la mayoría de los casos vienen acompañados de ácido sulfhídrico y/o bióxido de carbono, los cuales pueden estar presentes en pequeñas o altas concentraciones.

De tal manera que la Ingeniería del pozo respecto al diseño de las tuberías de revestimiento, producción y conducción deben de ser capaces de resistir estas condiciones severas de operación.

Introducción

General


TenarisTamsa 5

Existen diferentes tipos de corrosión. Sin embargo, en este trabajo nos enfocaremos principalmente a las comúnmente observadas en tuberías usadas en las operaciones de perforación y terminación de pozos; asícomo en las tuberías de conducción (línea), las cuales son:

Corrosión por ácido sulfhídrico (corrosión amarga)Corrosión por bióxido de carbono (corrosión dulce)

Introducción

Tipos de corrosión


TenarisTamsa 6

El ataque a la tubería por la presencia del ácido sulfhídrico disuelto, es conocida como corrosión amarga. La reacción química es la siguiente:

Fe + H2S FeS + 2H+

El sulfuro de fierro que se produce de la reacción química, es el que se adhiere a la superficie del acero en forma de polvo negro o escama.

Corrosión por H2S

Reacción química

H2O


TenarisTamsa 7

El ácido sulfhídrico reacciona con el agua bajo ciertas condiciones de presión y temperatura (las cuales se verán en la sección correspondiente), las cuales generan la disociación de los átomos de hidrógeno. Una vez separado el hidrógeno a nivel atómico, éste se introduce en el acero, iniciando su difusión a través del espesor del cuerpo del tubo.

Corrosión por H2S

Fenómeno de la corrosión

Espesor del cuerpo del tubo

HHH H H H


TenarisTamsa 8

La difusión del hidrógeno atómico liberado puede continuar si no existe algo que lo detenga, pero en el acero se encuentran inclusiones no metálicas como el: sulfuro de manganeso (MnS), silicatos (SiO3)-2 ó alumina (Al2O3); por lo que el hidrógeno atómico se detiene, y empieza a acumularse.

Corrosión por H2S


Inclusiones no metálicas


TenarisTamsa 9

La acumulación de este hidrógeno molecular va aumentando la presión en los espacios intergranulares del acero, generando pequeñas fisuras también intergranulares.

Corrosión por H2S



TenarisTamsa 10

Las fisuras intergranulares se empiezan a propagar uniéndose con otras también generadas, originando fisuras escalonadas, y finalmente la separación del acero por planos.

Corrosión por H2S



TenarisTamsa 11

Corrosión por H2S

Caso real de corrosión


TenarisTamsa 12

El ataque a la tubería por la presencia del bióxido de carbono es conocida como corrosión dulce. El primer caso histórico a nivel mundial de este problema fue ubicado un pozo de gas en Texas, EUA, en el año de 1947; desde entonces se tiene un registro estadístico de que un pozo de cada cinco, tienen problemas con este tipo de corrosión.

Esta corrosión se presenta tanto en pozos de aceite, gas, y gas y condensado.

Corrosión por CO2

Antecedentes


TenarisTamsa 13

El bióxido de carbono está en una solubilidad equilibrada con el agua y los hidrocarburos. La concentración del CO2en el agua está determinada por la presión parcial del gas en contacto con el agua de formación. La reacción química por presencia del CO2 es:

CO2 + H2O H2CO3 (ácido carbónico)

H2CO3 + Fe FeCO3 (carbonato de hierro) + H2

Corrosión por CO2

Reacción química


TenarisTamsa 14

La corrosión por efecto del bióxido de carbono ocurre cuando se presenta el mojamiento del acero con el agua de formación. Si el porcentaje de agua se incrementa, la posibilidad de corrosión se incrementara, por lo que la composición química del agua representa un papel importante en este efecto corrosivo.

Cuando en el flujo de hidrocarburos del pozo se presenta la combinación de los compuestos del H2S y CO2, hacen que el efecto sea más corrosivo sobre el acero.

Corrosión por CO2

Fenómeno


TenarisTamsa 15

Ø Esfuerzo de cedencia o dureza de la tubería.

Ø Limpieza del acero (inclusiones y segregación central).

Ø Intensidad de esfuerzos aplicados (Tensión).

Ø Concentración del ácido sulfhídrico y del bióxido de carbono.

Ø pH de la solución. (fluidos utilizados ó agua de la formación).

Ø Temperatura.

Ø Presiones parciales del H2S y CO2.

Factores que influyen en la corrosión


TenarisTamsa 16

Investigaciones han demostrado que aceros con esfuerzo a la cedencia de mínimos de 90,000 psi, sin inmunes a los ambientes corrosivos. En términos de dureza son de 22 HRC.


Esfuerzo a la cedencia o dureza de la tubería

40

35

30

25

20

15

10

Dureza

HRC

1 5 10 50 100 500 1000Tiempo de falla (hrs)

día semana mes

40 %

60 %

80 %100 %130 %


TenarisTamsa 17

En el proceso de fabricación de la tubería sin costura, se utiliza un tratamiento a base de calcio y silicio, los cuales atrapan las inclusiones no metálicas (principalmente sulfuro de manganeso), haciendo que éstas tomen una forma esférica tipo globular que impiden la acumulación de hidrógeno.


Limpieza del acero


TenarisTamsa 18


Con una buen proceso de limpieza del acero se logra una homogeneidad microestructural, donde se ven favorecidas las propiedades mecánicas y en el aumento de la vida útil del producto en ambientes corrosivos.

Limpieza del acero


TenarisTamsa 19


Durante el vaciado del acero a través del distribuidor, el acero se solidifica y algunos elementos químicos, tales como: S, P, Mn, Cr, tienden a concentrarse en el centro del material y se forma una zona más dura. Este fenómeno es denominado segregación central.

Limpieza del acero


TenarisTamsa 20


La zona de segregación central es de menor limpieza, pero cuando se hace el perforado y laminado del tubo, esta zona se redistribuye dando lugar a un material más homogéneo.

Por lo que el desempeño de la tubería sin costura es superior para trabajar en ambientes amargos.

Limpieza del acero


TenarisTamsa 21


Para el caso de la fabricación de tubería con costura, bajo el proceso de soldada en placa de acero (chapa), esta zona dura de segregación central permanece inalterada durante la fabricación del tubo.

Limpieza del acero

Zona dura (heterogéneo)

soldadura


TenarisTamsa 22


Concentraciones de H2S y CO2Campo

Bellota 118Chinchorro 1Chipilin 3Palangre 1Costero 1Chirimoyo 3Chirimoyo 11Garambullo 1Carmito 11CantarellKix 1Citam 101

H2S (ppm)

84,40069,30064,80057,60062,20078,60087,50061,8008,600

26,00073,91435,000

CO2 (ppm)

39,50045,60039,20028,90051,30065,40056,100

231,200752,40029,00023,00029,000


TenarisTamsa 23

Las soluciones se miden por el ph, donde es una función logaritmica pH = -log (H+). En una solución con un pH de 6, 5 y 4 ésta es más ácida entre 10, 100 y 1000 veces con respecto a un pH de 7.


ph del agua de formación ó fluidos

2 4 10 14pH

Nivel de Corrosión

6 81


TenarisTamsa 24

En las terminaciones ó intervenciones en los pozos se utilizan fluidos ácidos, tales como el HCl con un pH=1, para la limpieza de los intervalos, principalmente para las formaciones carbonatadas.

Cuando se manejen este tipo de productos, deberáponerse atención a las operaciones, porque algunas secciones de tuberías de revestimiento, producción, líneas de descarga y de conducción pueden quedar contaminadas con estos productos, causando un daño severo a las tuberías.


Ph del agua de formación ó fluidos


TenarisTamsa 25

La solubilidad del FeCO3 decrece y hace que el pHaumente tendiendo a un valor neutro, efecto que protege a las tuberías.


Ph del agua de formación ó fluidos

4.5 5 5.5 6 6.5 7pH

Sol

ubili

dad

del

FeC

O3

(ppm

) 100

10

1

0.1

0.01

0.001


TenarisTamsa 26

La probeta se somete a una solución de agua destilada, con cloruro de sodio y ácido acético glacial, saturada con 2,500 a 3,500 ppm de H2S y un pH de 2.70. La muestra es introducida en esta solución durante 720 horas (1 mes) bajo una carga de tensión constante del 85% de la fluencia.


Prueba Nace TM0177


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Con base en estudios de laboratorio la norma NACE TM0177 comenta que la corrosión por presencia del H2S se inicia a temperaturas cercanas a los 79 a 65 °C.

Cuando la temperatura se incrementa, el fenómeno corrosivo reduce su intensidad debido a que se disminuye la solubilidad del H2S en el agua de formación, así como la velocidad de reacción provocada por el ingreso del hidrógeno a la red metálica.


Temperatura


TenarisTamsa 28

Autores reconocidos internacionalmente, como NealAdams, recomiendan que para evitar problemas de corrosión por efecto del H2S, deben de considerarse los diseños de tuberías, hasta un rango máximo de temperatura de 93 °C.

Como experiencia observada en México, se han registrado casos de corrosión por efecto del H2S donde su influencia a alcanzado temperatura a los 100 °C.


Temperatura


TenarisTamsa 29

El máximo ritmo de corrosión por efecto del CO2 se presenta en un rango de temperaturas de 70 a 80 °C. Para temperaturas menores, la solubilidad del FeCO3 con el agua de formación decrece, haciéndose cristalina y tiende a proteger a la tubería.


Temperatura

Ritm

o de

cor

rosi

ón (

mm

/año

)

02468

10121416

30 50 70 90 110 130Temperatura (°C)

3 bar = 43.51 psi

1 bar = 14.50 psi

0.3 bar = 4.35 psi

0.1 bar = 1.45 psi

Presiones del CO2


TenarisTamsa 30

PP H2S = (Presión en el pozo) * (% mol de H2S)

PP CO2 = (Presión en el pozo) * (% mol de CO2)


Presiones parciales

Presiones Parciales

Mayores o iguales a 30 psi

Entre 3 a 30 psi

Menores a 3 psi

Mayores a 1.5 psi

Entre 0.05 a 1.5 psi

Menores a 0.05 psi

Corrosión esperada

Alta

Media

No se presenta

Alta

Media

No se presenta

H2S

CO2


TenarisTamsa 31

Pueden obtenerse valores elevados de presiones parciales y por lo tanto, esperarse altos niveles de corrosión. Sin embargo, la producción de agua de formación puede ser baja con un pH neutro, entonces la corrosión será baja o nula; ó bien viseversa.

Por lo que una recomendación, antes de seleccionar el material, es conveniente conocer el porcentaje, pH y Cl-

del agua de formación, así como la temperatura del pozo durante diferentes eventos.


Presiones parciales


TenarisTamsa 32


Presiones parciales

0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

1

0.1

0.01

10

1000

100

Presión parcial de H2S (psi)

Pres

ión

parc

ial d

e C

O2

(psi

)

Región 1Región 3

Región 4

Región 5

7

Región 2

30

0.05 1.5

Región 6Región 7


TenarisTamsa 33

El nivel de corrosión esperado en esta región es mínimo, por lo que cualquier grado de acero puede utilizarse.


Presiones parciales. Región 1.

0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

1

0.1

0.01

10

1000

100


Pres

ión

parc

ial d

e C

O 2(p

si)

Región 1Región 3

Región 4

Región 5

7

Región 2

30

0.05 1.5

Región 6Región 7


TenarisTamsa 34

Nivel de corrosión medio. Si la

temperatura es mayor a los 100°C

y el pH del agua de formación es ácido, se recomienda utilizar L-80, pero si el agua de la formación tiene un pHbásico, entonces el nivel de corrosión se minimiza y puede utilizarse cualquier grado de acero. Si la temperatura es menor a los 100°C y el pH del agua de formación es ácido, se recomienda utilizar el TRC-95 o TRC-110, pero si el agua de la formación tiene un pH básico, entonces el nivel de corrosión baja y puede utilizarse el L-80



0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

1

0.1

0.01

10

1000

100


Pres

ión

parc

ial d

e C

O 2(p

si)

Región 1Región 3

Región 4

Región 5

7

Región 2

30

0.05 1.5

Región 6Región 7


TenarisTamsa 35

El nivel de corrosión esperado por ácido sulfhídrico puede ser elevado, por lo que se recomienda el uso de grados de acero resistente a este fenómeno, tales como el TRC-95 y TRC-110 que contienen el 1% de peso en Cr.



0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

1

0.1

0.01

10

1000

100


Pres

ión

parc

ial d

e C

O 2(p

si)

Región 1Región 3

Región 4

Región 5

7

Región 2

30

0.05 1.5

Región 6Región 7


TenarisTamsa 36

El nivel de corrosión esperado por bióxido de carbono esperado en esta región es mínimo y puede utilizarse cualquier grado de acero al carbón.

La inyección de inhibidores puede minimizar cualquier efecto corrosivo.



0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

1

0.1

0.01

10

1000

100


Pres

ión

parc

ial d

e C

O 2(p

si)

Región 1Región 3

Región 4

Región 5

7

Región 2

30

0.05 1.5

Región 6Región 7


TenarisTamsa 37

El nivel de corrosión por bióxido

de carbono puede ser elevado,

siempre y cuando la cantidad de agua sea considerable y su pH sea ácido, por lo que se recomienda utilizar un producto a base de cromo (13-15 Cr). Sin embargo, si la cantidad de agua es mínima ó el pH del agua de la formación tiende a ser neutro ó básico, entonces la corrosión se verá minimizada y un grado TRC-95 o TRC-110 puede utilizarse. Ejemplo: Campo Carmito, donde la producción de CO2 es del 90%, pero sin agua.



0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

1

0.1

0.01

10

1000

100


Pres

ión

parc

ial d

e C

O 2(p

si)

Región 1Región 3

Región 4

Región 5

7

Región 2

30

0.05 1.5

Región 6Región 7


TenarisTamsa 38

Este nivel es de los más altos de

corrosión, por lo que es importante

revisar la temperatura de trabajo, pH del agua de la formación incluyendo sus cloruros (Cl-). En general puede considerarse un producto a base de cromo (22-25 Cr) principalmente cuando la cantidad de agua sea considerable y su pH sea ácido. Sin embargo, Si la cantidad de agua es mínima y el pH es neutro ó básico, entonces la corrosión se verá minimizada y un grado de acero TRC-95 o TRC-110 puede utilizarse.



0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

1

0.1

0.01

10

1000

100


Pres

ión

parc

ial d

e C

O 2(p

si)

Región 1Región 3

Región 4

Región 5

7

Región 2

30

0.05 1.5

Región 6Región 7


TenarisTamsa 39

Este nivel de corrosión es el más alto de los conocidos. En estos casos se recomienda el uso de grado a base de cromo (22-25 Cr). También antes de tomar una decisión es importante revisar la temperatura de trabajo, pH del agua de la formación incluyendo sus cloruros (Cl-).



0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

1

0.1

0.01

10

1000

100


Pres

ión

parc

ial d

e C

O 2(p

si)

Región 1Región 3

Región 4

Región 5

7

Región 2

30

0.05 1.5

Región 6Región 7


TenarisTamsa 40

Caso: Corrosión por H2S

20” 1089 m

30” 165 m

13 3/8” 1840 m

11 3/4” 2754 m

9 5/8” 4758 m

7” 5667 m

101 m

4558 m

5462 m

5” 6106 m5926 - 5917 m

Durante la estimulación del intervalo 5926 a 5917 m, en la formación JSK, se observó una comunicación entre el aparejo de producción y la tubería de revestimiento de 7”. El pozo fue controlado, se extrajo el aparejo de producción, observándose seis rupturas en el aparejo por ataque del ácido sulfhídrico.

Problemática


TenarisTamsa 41

Durante la extracción del aparejo se detectaron seis rupturas.

Caso: Corrosión por H2S

Ruptura del aparejo de 3 ½” en P-110

Prof. (m)

2668

2972

3056

3106

3161

3385

Temp.(°C)

84

91

93

94

95

100


TenarisTamsa 42

Caso: Corrosión por H2SEstado Mecánico, grados de acero y temperaturas

40° 80° 120° 140° 160°

3 1/2” TRC-95 12.95 lb/pie (acero diseñado para la corrosión).20” 1089 m

30” 165 m

20° 60° 100°

26°C

13 3/8” 1840 m

11 3/4” 2754 m

9 5/8” 4758 m

7” 5667 m

101 m

4558 m

5462 m

5” 6106 m

160°C @ 6106 m

Zona de rupturas

2.19°C/100 m

5926 - 5917 m

3 1/2” P-110, 12.95 lb/pie

Lastrabarrenas de 4 3/4”


TenarisTamsa 43

Caso: Corrosión por H2S y erosión

Ruptura del aparejo por agrietamiento por inducción del hidrógeno a la profundidad de 3560 m, con temperatura geotérmica de 100°C.

Aparejo de producción 4 ½” P-110 del pozo Uech 22D

25X

Agrietamientotípico de inducciónde hidrogeno.

Sección longitudinal

Superficie interna

Cavidad aledaña ala formación decorrosión puntual.


TenarisTamsa 44

Caso: Corrosión por CO2

Aparejo de producción de 3 ½” C-95 con 13 años de operación en el Campo Carmito con una producción de CO2 del 70% mol.

Problemática


TenarisTamsa 45

Caso: Corrosión por CO2Estado Mecánico, grados de acero y temperaturas

16” 499 m

10 3/4” 2000 m

24” 48 m

7 5/8” 2775 m

B.L. 5” 2521 m

5” 3156 mfondo 3186 m 40° 50° 60° 70° 80° 90°

2970-3010 m

30°

32°C

90° C @ 3010 m

1.94°C/100 m

Datos:

Porcentaje de agua = 0.20 - 2.53 %

pH del agua de formación: 6 - 7

Gradiente = 1.94°/100 m

Profundidad a los 100°C - todo el pozo

Presión parcial del CO2 en superficie:

P CO2 = Psup (% mol CO2)

P CO2 = (2,000 psi) (0.70) = 1,400 psi

Presión parcial del H2S en superficie:

P H2S = Psup (% mol H2S)

P H2S = (2,000 psi) (0.005) = 10 psi

Presión parcial del CO2 en el fondo:

P CO2 = Pfondo (% mol CO2)

P CO2 = (4,600 psi) (0.70) = 3,220 psi

Presión parcial del H2S en el fondo:

P H2S = Pfondo(% mol H2S)

P H2S = (4,600 psi) (0.005) = 23 psi


TenarisTamsa 46

Caso: Corrosión por CO2

Tabla de producción del pozo Carmito 13Concepto

Producción de aceiteProducción de gas

AguapH del agua

Presencia CO2

Presencia H2SPresión en superficiePresión en el fondo

Temperatura en el fondo

Cantidad516 BPD

12.27 – 4.92 MMPCD0.20 – 2.53 %

6 - 7700,000 ppp = 79% mol5,000 ppm = 0.5 % mol140 Kg/cm2 = 2,000 psi324 Kg/cm2 = 4,600 psi

90 °C


TenarisTamsa 47

Caso: Corrosión combinada H2S y CO2

Aparejo de producción de 3 ½” N-80 con 8 años de operación en el pozo Luna 3B.

Problemática


TenarisTamsa 48


Aparejo de producción de 3 ½” TRC-95 con 8 años de operación en el pozo Luna 3B.

Problemática


TenarisTamsa 49

Caso: Corrosión combinada H2S y CO2Estado Mecánico, grados de acero y temperaturas

20” 845 m

13 3/8” 2450 m

30” 60 m

9 5/8” 4684 m

5” 5529 m

7” 5339 m

B.L. 5”4124 m

30° 60° 90° 120°150° 180°0°

32°C

2.56 °C/100 m

174°C @ fondo

Datos:

Porcentaje de agua = 11%

pH del agua de formación: 5.6

Gradiente = 2.56°/100 m

Profundidad a los 100°C = 2,650 m

Presión parcial del CO2 en superficie:

P CO2 = Psup (% mol CO2)

P CO2 = (3,750 psi) (0.034) = 127.50 psi

Sistema altamente corrosivo.

Presión parcial del H2S en superficie:

P H2S = Psup (% mol H2S)

P H2S = (3,750 psi) (0.0117) = 43.875 psi

Sistema altamente corrosivo.


TenarisTamsa 50


Tabla de producción del pozo Luna 3BConcepto

Producción de aceite

Producción de gas

Agua

pH del agua

Presencia CO2

Presencia H2S

Presión en superficie

Temperatura en el fondo

Cantidad

346 BPD

3.3 MMPCD

11 %

5.6

3.40 % mol

1.17 % mol

264 Kg/cm2 = 3,750 psi

174 °C


TenarisTamsa 51

Caso: Corrosión por CO2 y daño mecánico

Aparejo de producción de 2 7/8” grado N-80 con de operación en el pozo

Problemática


TenarisTamsa 52

Caso: Corrosión en conexiones superficiales

Esta corrosión es ocasionado por el CO2, la cual es denominada “pitting”; y se puede presentar en los componenetes tubulares, portaestranguladores, conexiones superficiales.

Problemática


TenarisTamsa 53

Caso: Corrosión en tubería de conducciónProblemáticaEn el pozo Mayacaste 1, se realizó una estimulación de limpia y los productos de reacción fueron eliminados, quedando la tubería de descarga y de línea contaminada, generando un ambiente corrosivo. Posteriormente durante las operaciones de producción del pozo, la tubería de línea que se encontraba en un río y manglar fugó en diferentes puntos causando alta contaminación, por lo que fue necesario cerrar el pozo y reparar la línea de conducción.


TenarisTamsa 54

Caso: Corrosión en tubería de conducciónProblemática


TenarisTamsa 55

Caso: Corrosión en tubería de conducción


TenarisTamsa 56

Caso: Corrosión por operacionesEstado Mecánico

13 3/8” 197 m

9 5/8” 1757 m

20” 39 m

7” 3290 m

Empacador a 2872 m

3225 - 3260 m

3270 m

HCl

Sal

mue

ra d

e 1

.02

gr/c

m3

más

H

Cl

Las presiones se igualaron durante la estimulación de limpia a 147 Kg/cm2

Durante la operación de estimulación de limpia con HCl, se observó una comunicación al espacio anular a través del empacador, quedando la tubería de explotación y producción expuestas al compuesto corrosivo durante seis meses.

El aparejo de 2 7/8” fue extraído observándose el daño siguiente.


TenarisTamsa 57

Caso: Corrosión por operaciones


TenarisTamsa 58

Caso: Corrosión agresiva

Corrosiónagresiva

16XSentido Longitudinal

Tubería de producción en pozos letrina. Se desconoce los productos que fueron inyectados.

Problemática


TenarisTamsa 59

Diferencia en grados de acero

Concepto

No. Elementos API5CTUso de cromoProceso limpieza aceroUso desgafisicador vacíoTipo de tratamientoGrano del aceroMáxima durezaControl de durezaPrueba NACECosto

Grado N-80

2No

IndirectamenteNo

EnfriamientoAustenita

No se indicaNo se indica

No1.00

Grado L-80

7No

DirectamenteNo

Tratamiento TérmicoMartensita Revenida

23 HRCSiNo

1.05

Grado TRC-95

9Si

DirectamenteSi

Tratamiento TérmicoMartensita Revenida

21 HRCSiSi

1.30


TenarisTamsa 60

Diferencia en grados de acero

Tratamiento TérmicoDespués del laminador, la tubería se vuelve a calentar a una temperatura del 620°C y se inmediato se lanza el tubo a una tina de temple, donde las moléculas del acero quedan desestresadas, conviertinedose el martensitarevenida.


TenarisTamsa 61

Para los diseños de las tuberías de revestimiento, producción, conducción y de perforación, deberán realizarse bajo los procedimientos de diseño de cargas mecánicas (cargas máximas) utilizando los criterios de diseño establecidos; pero ahora también hay que involucrar los factores más relevantes que influyen en el fenómeno de la corrosión por ácido sulfhídrico y bióxido de carbono, para aquellos proyectos que lo requieran y que este quede diseñado en óptimas condiciones para que este en funcionamiento durante toda su vida productiva.

Conclusión

General

03.09.08

Corrosión en tuberías por H2S y CO2. Factores a considerar para el diseño y selección de tuberías

David Hernández MoralesServicios Técnicos Petroleros

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