A pesar de la resistencia inherente a la corrosión de las tuberías de acero inoxidable, las instaladas en entornos marinos experimentan diferentes tipos de corrosión durante su vida útil. Esta corrosión puede provocar fugas de gases, pérdida de producto y riesgos potenciales. Los propietarios y operadores de plataformas marinas pueden reducir el riesgo de corrosión especificando materiales de tubería más resistentes que ofrezcan una mayor resistencia a la corrosión. Posteriormente, deben permanecer atentos al inspeccionar las líneas de inyección de productos químicos, hidráulicas y de impulsos, así como los equipos de instrumentación y detección de procesos, para garantizar que la corrosión no amenace la integridad de las tuberías instaladas ni comprometa la seguridad.
La corrosión localizada puede encontrarse en numerosas plataformas, embarcaciones, buques y tuberías en instalaciones marinas. Esta corrosión puede presentarse en forma de picaduras o corrosión por hendiduras, cualquiera de las cuales puede erosionar la pared de la tubería y provocar fugas de fluidos.
El riesgo de corrosión aumenta cuando se incrementa la temperatura de funcionamiento de la aplicación. El calor puede acelerar la destrucción de la película protectora pasiva de óxido externa del tubo, lo que favorece la formación de corrosión por picaduras.
Desafortunadamente, la corrosión localizada por picaduras y grietas puede ser difícil de detectar, lo que dificulta su identificación, predicción y diseño. Dados estos riesgos, los propietarios, operadores y designados de plataformas 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 acertar. 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 analizará cómo identificar la corrosión por picaduras y por hendiduras, y cómo optimizar la selección de materiales para tuberías en aplicaciones de petróleo y gas en alta mar, basándose en el valor PREN del material.
La corrosión localizada se produce en áreas pequeñas en comparación con la corrosión general, que es más uniforme en la superficie del metal. La corrosión por picaduras y la corrosión intergranular comienzan a formarse en las tuberías de acero inoxidable 316 cuando la película de óxido pasiva externa rica en cromo del metal se rompe debido a la exposición a fluidos corrosivos, incluido el agua salada. Los entornos marinos ricos en cloruro, tanto en alta mar como en tierra, 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.
La corrosión por picaduras se produce cuando se destruye la capa de pasivación en un tramo de tubería, formando pequeñas cavidades o picaduras en la superficie de la misma. Estas picaduras tienden a crecer a medida que se producen reacciones electroquímicas, lo que provoca que el hierro del metal se disuelva en la solución del fondo de la picadura. El hierro disuelto se difunde hacia la superficie de la picadura y se oxida para formar óxido de hierro u herrumbre. A medida que la picadura se profundiza, las reacciones electroquímicas se aceleran, la corrosión se intensifica y puede provocar la perforación de la pared de la tubería y fugas.
Las tuberías son más susceptibles a la corrosión por picaduras cuando su superficie exterior está contaminada (Figura 1). Por ejemplo, la contaminación derivada de operaciones de soldadura y esmerilado puede dañar la capa de óxido pasivante de la tubería, lo que provoca la formación y aceleración de la corrosión por picaduras. Lo mismo ocurre con la simple 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 – Una tubería de acero inoxidable 316/316L contaminada con ácido, salmuera y otros depósitos es altamente susceptible a la corrosión por picaduras.
Corrosión por hendidura. En la mayoría de los casos, el operador puede identificar fácilmente la corrosión por picaduras. Sin embargo, la corrosión por hendidura no es fácil de detectar y representa un mayor riesgo para los operadores y el personal. Generalmente ocurre en tuberías que tienen espacios reducidos entre los materiales circundantes, como tuberías sujetas con abrazaderas o tuberías instaladas firmemente una al lado de la otra. Cuando la salmuera se filtra en la hendidura, con el tiempo se forma en el área una solución de cloruro férrico acidificado químicamente agresivo (FeCl3) que acelera la corrosión por hendidura (Figura 2). Debido a que las hendiduras en sí mismas aumentan el riesgo de corrosión, la corrosión por hendidura puede ocurrir a temperaturas mucho más bajas que la corrosión por picaduras.
Figura 2 – Puede desarrollarse corrosión por hendidura 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 hendidura.
La corrosión por hendidura suele simular la corrosión por picaduras, comenzando en la hendidura que se forma entre un tramo de tubería y la abrazadera de soporte. Sin embargo, debido al aumento de la concentración de Fe++ en el fluido dentro de la fractura, el cráter inicial se agranda cada vez más hasta cubrir toda la fractura. Finalmente, la corrosión por hendidura puede perforar la tubería.
Las grietas estrechas representan el mayor riesgo de corrosión. Por lo tanto, las abrazaderas que rodean casi toda la circunferencia de la tubería tienden a presentar un mayor riesgo 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 hendidura cause daños o fallas abriendo regularmente las abrazaderas e inspeccionando la superficie de la tubería en busca de corrosión.
La corrosión por picaduras y por hendiduras se puede prevenir mejor eligiendo la aleación metálica adecuada para la aplicación. Los especificadores deben actuar con la debida diligencia para seleccionar el material de tubería óptimo que minimice 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, incluyendo su contenido de cromo (Cr), molibdeno (Mo) y nitrógeno (N), de la siguiente manera:
El PREN aumenta con el contenido de los elementos resistentes a la corrosión cromo, molibdeno y nitrógeno en la aleación. La relación del PREN se basa en la temperatura crítica de picadura (CPT), la temperatura más baja a la que se observa corrosión por picadura, para diversos aceros inoxidables en relación con su composición química. Esencialmente, el PREN es proporcional a la CPT. Por lo tanto, valores más altos de PREN indican una mayor resistencia a la picadura. Un pequeño aumento en el PREN equivale solo a un pequeño aumento en la CPT en comparación con la aleación, mientras que un gran aumento en el PREN indica una mejora significativa en el rendimiento hasta una CPT significativamente mayor.
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 grado. El valor PREN aumenta solo ligeramente al pasar del acero inoxidable 316 al 317. Para un aumento significativo del rendimiento, lo ideal es utilizar acero inoxidable superaustenítico 6 Mo o acero inoxidable superdúplex 2507.
Las concentraciones más altas de níquel (Ni) en el acero inoxidable también mejoran la resistencia a la corrosión. Sin embargo, el contenido de níquel del acero inoxidable no forma parte de la ecuación PREN. En cualquier caso, suele ser beneficioso especificar aceros inoxidables con concentraciones más altas de níquel, ya que este elemento ayuda a repasivar 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 tuberías duras de 1/8. La martensita es una fase cristalina indeseada en los metales que reduce la resistencia del acero inoxidable a la corrosión localizada, así como al agrietamiento por tensión inducido por cloruros. Un contenido de níquel más alto, de al menos el 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 producirse 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 hendiduras es más probable que ocurra en áreas con espacios estrechos entre la tubería y los elementos de montaje. Utilizando 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 existen otras variables que pueden afectar el riesgo de corrosión. Por ejemplo, la temperatura afecta la resistencia a la corrosión por picaduras del acero inoxidable. Para climas marinos cálidos, se debe considerar seriamente la tubería de acero inoxidable superaustenítico con 6 molibdeno o la tubería de acero inoxidable superdúplex 2507, ya que estos materiales tienen una excelente resistencia a la corrosión localizada y al agrietamiento por tensión de cloruros. Para climas más fríos, la tubería 316/316L puede ser suficiente, especialmente si se ha comprobado su buen historial de uso.
Los propietarios y operadores de plataformas marinas también pueden tomar medidas para minimizar el riesgo de corrosión después de la instalación de las tuberías. Deben mantener las tuberías limpias y enjuagarlas con agua dulce regularmente para reducir el riesgo de corrosión por picaduras. Asimismo, deben solicitar a los técnicos de mantenimiento que abran las abrazaderas de las tuberías durante las inspecciones rutinarias para detectar la presencia de corrosión por hendidura.
Siguiendo los pasos descritos anteriormente, los propietarios y operadores de plataformas pueden reducir el riesgo de corrosión de las tuberías y las fugas relacionadas en entornos marinos, mejorando la seguridad y la eficiencia, al tiempo que reducen la posibilidad 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.
La revista Journal of Petroleum Technology es la publicación insignia de la Sociedad de Ingenieros del Petróleo (SPE), y ofrece informes y artículos autorizados sobre los avances en la tecnología de exploración y producción, los problemas de la industria del petróleo y el gas, y noticias sobre la SPE y sus miembros.