A pesar de la resistencia inherente a la corrosión de las tuberías de acero inoxidable, las tuberías instaladas en entornos marinos están sujetas a diversos tipos de corrosión durante su vida útil. Esta corrosión puede provocar emisiones fugitivas, pérdidas de producto y riesgos potenciales. Los propietarios y operadores de plataformas marinas pueden reducir el riesgo de corrosión especificando desde el principio materiales de tubería más resistentes para una mejor resistencia a la corrosión. Posteriormente, deben mantener la vigilancia al inspeccionar las líneas de inyección de productos químicos, las líneas hidráulicas y de impulso, y la instrumentación de proceso para garantizar que la corrosión no amenace la integridad de las tuberías instaladas ni comprometa la seguridad.
La corrosión localizada se puede encontrar en muchas plataformas, buques y tuberías marinas. Esta corrosión puede presentarse en forma de picaduras o corrosión por grietas, las cuales pueden erosionar la pared de la tubería y provocar la liberación de líquido.
El riesgo de corrosión aumenta a medida que aumenta la temperatura de funcionamiento de la aplicación. El calor puede acelerar la degradación de la película protectora de óxido pasivo exterior del tubo, lo que favorece la formación de picaduras.
Desafortunadamente, la corrosión localizada por picaduras y grietas es difícil de detectar, lo que dificulta su identificación, predicción y diseño. Dados estos riesgos, los propietarios, operadores y responsables de las plataformas deben ser cautelosos al seleccionar el mejor material para las tuberías de su aplicación. La selección del material es su primera línea de defensa contra la corrosión, por lo que es fundamental acertar. Afortunadamente, pueden utilizar una medida muy sencilla, pero muy eficaz, de la resistencia a la corrosión localizada: el Número Equivalente de Resistencia a las Picaduras (PREN). Cuanto mayor sea el valor PREN de un metal, mayor será su resistencia a la corrosión localizada.
En este artículo se analizará 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 se produce en áreas pequeñas en comparación con la corrosión general, que es más uniforme sobre la superficie metálica. La corrosión por picaduras y grietas comienza a formarse en tubos de acero inoxidable 316 cuando la película exterior de óxido pasivo, rica en cromo, del metal se rompe por la exposición a líquidos corrosivos, como el agua salada. Los ambientes marinos ricos en cloruros, así como las altas temperaturas e incluso la contaminación de la superficie de los tubos, aumentan la probabilidad de degradación de esta película de pasivación.
La corrosión por picaduras se produce cuando la película de pasivación de una sección de tubería se rompe, formando pequeñas cavidades o picaduras en la superficie de la tubería. Estas picaduras tienden a crecer a medida que se producen reacciones electroquímicas, como resultado de lo cual el hierro del metal se disuelve en la solución en el fondo de la pica. El hierro disuelto se difundirá entonces a la parte superior de la pica y se oxidará para formar óxido de hierro u óxido. A medida que la pica se profundiza, las reacciones electroquímicas se aceleran y la corrosión aumenta, lo que puede provocar la perforación de la pared de la tubería y provocar fugas.
Las tuberías son más susceptibles a las picaduras si su superficie exterior está contaminada (Figura 1). Por ejemplo, los contaminantes de las operaciones de soldadura y esmerilado pueden dañar la capa de óxido de pasivación de la tubería, formando y acelerando así las picaduras. Lo mismo ocurre con la simple gestión de la contaminación de las tuberías. Además, a medida que las gotas de sal se evaporan, los cristales de sal húmedos que se forman en las tuberías protegen la capa de óxido y pueden provocar 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, solución salina y otros depósitos es muy susceptible a las picaduras.
Corrosión por grietas. En la mayoría de los casos, el operador puede detectar 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. Esto suele ocurrir en tuberías con espacios estrechos entre los materiales circundantes, como tuberías sujetas con abrazaderas o tuberías muy juntas. Cuando la salmuera se filtra en el espacio, con el tiempo se forma en esta zona una solución de cloruro férrico acidificado (FeCl₃) químicamente agresiva, lo que provoca una corrosión acelerada del espacio (Fig. 2). Dado que la corrosión por grietas, por su naturaleza, aumenta el riesgo de corrosión, puede ocurrir a temperaturas mucho más bajas que la corrosión por picaduras.
Figura 2 – La corrosión por grietas puede desarrollarse 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 acidificada químicamente agresiva de cloruro férrico en el espacio.
La corrosión por grietas suele simular picaduras inicialmente en el espacio formado entre la sección de la tubería y el collarín de soporte. Sin embargo, debido al aumento de la concentración de Fe++ en el fluido dentro de la fractura, el embudo inicial se hace cada vez más grande hasta cubrir toda la fractura. Finalmente, la corrosión por grietas puede provocar la perforación de la tubería.
Las grietas densas representan el mayor riesgo de corrosión. Por lo tanto, las abrazaderas que rodean gran parte de la circunferencia de la tubería suelen ser más peligrosas que las abrazaderas abiertas, que minimizan la superficie de contacto entre la tubería y la abrazadera. Los técnicos de servicio pueden ayudar a reducir la probabilidad de daños o fallas por corrosión en grietas abriendo regularmente los accesorios e inspeccionando las superficies de las tuberías para detectar corrosión.
La corrosión por picaduras y grietas se puede prevenir eligiendo la aleación metálica adecuada para la aplicación específica. Los especificadores deben ser diligentes al seleccionar el material óptimo para tuberías a fin de minimizar el riesgo de corrosión, dependiendo 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 elementos resistentes a la corrosión como cromo, molibdeno y nitrógeno en la aleación. El índice PREN se basa en la temperatura crítica de picaduras (CPT), la temperatura más baja a la que se produce la picadura, para diversos aceros inoxidables según su composición química. En esencia, el PREN es proporcional al CPT. Por lo tanto, valores más altos de PREN indican una mayor resistencia a la picadura. Un pequeño aumento del PREN equivale a un pequeño aumento del CPT en comparación con la aleación, mientras que un aumento considerable del PREN indica una mejora significativa del rendimiento con respecto a un CPT mucho más alto.
La Tabla 1 compara los valores de PREN de diversas aleaciones comúnmente utilizadas en la industria petrolera y gasífera offshore. Muestra cómo la especificación puede mejorar considerablemente la resistencia a la corrosión al seleccionar una aleación de tubería de mayor calidad. El PREN aumenta ligeramente del acero inoxidable 316 al 317. El acero inoxidable súper austenítico 6 Mo o el acero inoxidable súper dúplex 2507 son ideales para obtener mejoras significativas en el rendimiento.
Las concentraciones más altas de níquel (Ni) en el acero inoxidable también aumentan 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 ventajoso elegir aceros inoxidables con un mayor contenido 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 tubos rígidos de 1/8. La martensita es una fase cristalina indeseable en los metales que reduce la resistencia del acero inoxidable a la corrosión localizada, así como al agrietamiento por tensión inducido por cloruro. El mayor contenido de níquel de al menos el 12 % en el acero 316/316L también es deseable para aplicaciones de gas hidrógeno a alta presión. La concentración mínima de níquel requerida para el acero inoxidable ASTM 316/316L es del 10 %.
La corrosión localizada puede ocurrir en cualquier parte de una tubería utilizada en un entorno marino. Sin embargo, la corrosión por picaduras es más probable en zonas ya contaminadas, mientras que la corrosión por grietas es más probable en zonas con espacios estrechos entre la tubería y el equipo de instalación. Basándose en el PREN, el especificador puede seleccionar la mejor calidad 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 del acero inoxidable a las picaduras. Para climas marítimos cálidos, se debe considerar seriamente el uso de tuberías de acero súper austenítico 6 molibdeno o de acero inoxidable súper dúplex 2507, ya que estos materiales tienen una excelente resistencia a la corrosión localizada y al agrietamiento por cloruro. Para climas más fríos, una tubería 316/316L puede ser suficiente, especialmente si se ha utilizado con éxito.
Los propietarios y operadores de plataformas marinas también pueden tomar medidas para minimizar el riesgo de corrosión tras la instalación de las tuberías. Deben mantener las tuberías limpias y enjuagarlas regularmente con agua dulce para reducir el riesgo de picaduras. También deben encargar a los técnicos de mantenimiento que abran las abrazaderas durante las inspecciones de rutina para comprobar si hay corrosión por grietas.
Siguiendo los pasos anteriores, los propietarios y operadores de plataformas pueden reducir el riesgo de corrosión de las tuberías y fugas relacionadas en el entorno marino, mejorar la seguridad y la eficiencia, y reducir las posibilidades de pérdida de producto o emisiones fugitivas.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
El Journal of Petroleum Technology, la revista insignia de la Society of Petroleum Engineers, ofrece informes y artículos autorizados sobre avances en tecnología upstream, cuestiones de la industria del petróleo y el gas, y noticias sobre la SPE y sus miembros.