A pesar de la resistencia inherente a la corrosión de las tuberías de acero inoxidable, las tuberías de acero inoxidable instaladas en entornos marinos están sujetas a diferentes tipos de corrosión durante su vida útil esperada. Esta corrosión puede generar emisiones fugitivas, pérdida de producto y riesgos potenciales. Los propietarios y operadores de plataformas marinas pueden reducir el riesgo de corrosión al especificar materiales de tubería más resistentes que brinden una mejor resistencia a la corrosión. Posteriormente, deben permanecer atentos al inspeccionar la inyección de productos químicos, las líneas hidráulicas y de impulso, y los equipos de instrumentación y detección de procesos para garantizar que la corrosión no amenace la integridad de las tuberías instaladas y comprometa la seguridad.
La corrosión localizada se puede encontrar en muchas plataformas, buques, barcos y tuberías en instalaciones costa afuera. Esta corrosión puede presentarse en forma de picaduras o corrosión por grietas, cualquiera de las cuales puede erosionar la pared de la tubería y provocar la liberación de fluido.
El riesgo de corrosión es mayor cuando aumenta la temperatura de funcionamiento de la aplicación. El calor puede acelerar la destrucción de la película de óxido pasiva exterior protectora del tubo, promoviendo así la formación de corrosión por picaduras.
Desafortunadamente, la corrosión por picaduras y grietas localizadas puede ser difícil de detectar, lo que hace que estos tipos de corrosión sean más difíciles de identificar, predecir y diseñar. Dados estos riesgos, los propietarios, operadores y personas designadas de la plataforma deben tener cuidado al seleccionar el mejor material de tubería para su aplicación. La selección del material es su primera línea de defensa contra la corrosión, por lo que es importante hacerlo bien. Afortunadamente, pueden elegir utilizando una medida muy simple pero muy efectiva de resistencia a la corrosión localizada, el Número Equivalente de Resistencia a Picaduras (PREN). Cuanto mayor sea el valor PREN de un metal, mayor será su resistencia a la corrosión localizada.
Este artículo revisará cómo identificar la corrosión por picaduras y grietas y cómo optimizar la selección del material de las tuberías para aplicaciones de petróleo y gas en alta mar en función del valor PREN del material.
La corrosión localizada ocurre en áreas pequeñas en comparación con la corrosión general, que es más uniforme en la superficie del metal. La corrosión por picaduras y grietas comienza a formarse en las tuberías de acero inoxidable 316 cuando la película de óxido pasivo exterior rica en cromo del metal se rompe debido a la exposición a fluidos corrosivos, incluida el agua salada. Los entornos marinos en alta mar y en tierra ricos en cloruro, así como las altas temperaturas e incluso la contaminación de la superficie de la tubería, aumentan el potencial de degradación de esta película de pasivación.
picaduras.La corrosión por picaduras ocurre cuando se destruye la película de pasivación de un tramo de tubería, lo que forma pequeñas cavidades o picaduras en la superficie de la tubería.Es probable que dichas picaduras crezcan a medida que tienen lugar reacciones electroquímicas, lo que hace que el hierro del metal se disuelva en la solución en el fondo de la picaduras.El hierro disuelto luego se difundirá hacia la parte superior de la picaduras y se oxidará para formar óxido de hierro u óxido.A medida que la picaduras se profundiza, las reacciones electroquímicas se aceleran, la corrosión se intensifica y puede provocar la perforación de la pared de la tubería y provocar fugas.
Las tuberías son más susceptibles a la corrosión por picaduras cuando su superficie exterior está contaminada (Figura 1). Por ejemplo, la contaminación proveniente de las operaciones de soldadura y esmerilado puede dañar la capa de óxido pasivante de la tubería, formando y acelerando así la corrosión por picaduras. Lo mismo ocurre con el simple tratamiento de la contaminación de las tuberías. Además, a medida que las gotas de salmuera se evaporan, los cristales de sal húmedos que se forman en las tuberías hacen lo mismo para proteger la capa de óxido y pueden provocar corrosión por picaduras. Para prevenir este tipo de contaminación, mantenga las tuberías limpias enjuagándolas regularmente con agua dulce.
Figura 1 – La tubería de acero inoxidable 316/316L contaminada con ácido, salmuera y otros depósitos es muy susceptible a la corrosión por picaduras.
Corrosión por grietas. En la mayoría de los casos, el operador puede identificar fácilmente las picaduras. Sin embargo, la corrosión por grietas no es fácil de detectar y representa un mayor riesgo para los operadores y el personal. Por lo general, ocurre en tuberías que tienen espacios estrechos entre los materiales circundantes, como tuberías sujetadas con clips o tuberías que están instaladas firmemente una al lado de la otra. Cuando la salmuera se filtra en la grieta, con el tiempo se forma en el área una solución de cloruro férrico acidificado (FeCl3) químicamente agresiva y acelera la corrosión por grietas (Figura 2). Debido a que las grietas en sí mismas aumentan el riesgo de corrosión, la corrosión por grietas puede ocurrir a temperaturas mucho más bajas que la corrosión por picaduras.
Figura 2 – Se puede desarrollar corrosión por grietas entre la tubería y el soporte de la tubería (arriba) y cuando la tubería se instala cerca de otras superficies (abajo) debido a la formación de una solución de cloruro férrico acidificado químicamente agresiva en la grieta.
La corrosión por grietas generalmente simula primero la corrosión por picaduras en la grieta formada entre un tramo de tubería y el clip de soporte de la tubería. Sin embargo, debido a la creciente concentración de Fe++ en el fluido dentro de la fractura, el cráter inicial se vuelve cada vez más grande hasta que cubre toda la fractura. En última instancia, la corrosión por grietas puede perforar la tubería.
Las grietas estrechas son el mayor riesgo de corrosión. Por lo tanto, las abrazaderas de tubería que envuelven la mayor parte de la circunferencia de la tubería tienden a presentar un riesgo mayor que las abrazaderas abiertas, que minimizan la superficie de contacto entre la tubería y la abrazadera. Los técnicos de mantenimiento pueden ayudar a reducir la probabilidad de que la corrosión por grietas cause daños o fallas abriendo regularmente las abrazaderas e inspeccionando la superficie de la tubería para detectar corrosión.
La corrosión por picaduras y grietas se puede prevenir mejor eligiendo la aleación de metal adecuada para la aplicación. Los especificadores deben ejercer la debida diligencia para seleccionar el material de tubería óptimo para minimizar el riesgo de corrosión en función del entorno operativo, las condiciones del proceso y otras variables.
Para ayudar a los especificadores a optimizar la selección de materiales, pueden comparar los valores PREN de los metales para determinar su resistencia a la corrosión localizada. El PREN se puede calcular a partir de la composición química de la aleación, incluido su contenido de cromo (Cr), molibdeno (Mo) y nitrógeno (N), de la siguiente manera:
PREN aumenta con el contenido de los elementos resistentes a la corrosión cromo, molibdeno y nitrógeno en la aleación. La relación PREN se basa en la temperatura crítica de picaduras (CPT), la temperatura más baja a la que se observa corrosión por picaduras, para varios aceros inoxidables en relación con la composición química. Esencialmente, PREN es proporcional a CPT. Por lo tanto, valores de PREN más altos indican una mayor resistencia a las picaduras. Un pequeño aumento en PREN solo es equivalente a un pequeño aumento en CPT en comparación con la aleación, mientras que un gran aumento en PREN indica una mejora significativa en el rendimiento a una CPT significativamente más alta.
La Tabla 1 compara los valores PREN de varias aleaciones comúnmente utilizadas en aplicaciones de petróleo y gas en alta mar. Muestra cómo la especificación puede mejorar significativamente la resistencia a la corrosión al seleccionar una aleación de tubería de mayor calidad. PREN aumenta solo ligeramente cuando se pasa del acero inoxidable 316 al 317. Para un aumento significativo del rendimiento, lo ideal es utilizar acero inoxidable súper austenítico 6 Mo o acero inoxidable súper dúplex 2507.
Las concentraciones más altas de níquel (Ni) en acero inoxidable también mejoran la resistencia a la corrosión. Sin embargo, el contenido de níquel del acero inoxidable no es parte de la ecuación PREN. En cualquier caso, a menudo es beneficioso especificar aceros inoxidables con concentraciones más altas de níquel, ya que este elemento ayuda a volver a pasivar las superficies que muestran signos de corrosión localizada. El níquel estabiliza la austenita y previene la formación de martensita al doblar o estirar en frío tubos de 1/8 de pulgada de dureza. La martensita es una fase cristalina no deseada en los metales que reduce la resistencia del acero inoxidable a la corrosión localizada, así como al agrietamiento por tensión inducido por cloruro. Un contenido de níquel más alto de al menos 12% en 316/316L también es deseable para aplicaciones que involucran hidrógeno gaseoso a alta presión. La concentración mínima de níquel requerida para el acero inoxidable 316/316L en la especificación estándar ASTM es del 10%.
La corrosión localizada puede ocurrir en cualquier parte de las tuberías utilizadas en entornos marinos. Sin embargo, la corrosión por picaduras es más probable que ocurra en áreas que ya están contaminadas, mientras que la corrosión por grietas es más probable que ocurra en áreas con espacios estrechos entre la tubería y el hardware de montaje. Usando PREN como base, el especificador puede seleccionar la mejor aleación de tubería para minimizar el riesgo de cualquier tipo de corrosión localizada.
Sin embargo, tenga en cuenta que hay otras variables que pueden afectar el riesgo de corrosión. Por ejemplo, la temperatura afecta la resistencia a las picaduras del acero inoxidable. Para climas marinos cálidos, se deben considerar seriamente las tuberías de acero inoxidable súper austenítico de molibdeno 6 o súper dúplex 2507 porque estos materiales tienen una excelente resistencia a la corrosión localizada y al agrietamiento por tensión de cloruro. Para climas más fríos, las tuberías 316/316L pueden ser suficientes, especialmente si se ha establecido un historial de uso exitoso.
Los propietarios y operadores de plataformas marinas también pueden tomar medidas para minimizar el riesgo de corrosión después de instalar las tuberías. Deben mantener las tuberías limpias y enjuagarlas con agua dulce regularmente para reducir el riesgo de corrosión por picaduras. También deben hacer que los técnicos de mantenimiento abran las abrazaderas de las tuberías durante las inspecciones de rutina para buscar la presencia de corrosión por grietas.
Siguiendo los pasos descritos anteriormente, los propietarios y operadores de plataformas pueden reducir el riesgo de corrosión de las tuberías y fugas relacionadas en entornos marinos, mejorando la seguridad y la eficiencia, y al mismo tiempo reduciendo las posibilidades de pérdida de producto o liberación de emisiones fugitivas.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok Company.He can be reached at bradley.bollinger@swagelok.com.
El Journal of Petroleum Technology es la revista insignia de la Society of Petroleum Engineers y ofrece informes y artículos autorizados sobre avances en tecnología de exploración y producción, temas de la industria del petróleo y el gas, y noticias sobre la SPE y sus miembros.