A pesar de la resistencia inherente a la corrosión de las tuberías de acero inoxidable, las instaladas en entornos marinos están sujetas a diversos tipos de corrosión durante su vida útil prevista. Esta corrosión puede provocar fugas, pérdidas 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, las líneas hidráulicas y de impulso, y la instrumentación de proceso para garantizar que la corrosión no comprometa la integridad de las tuberías instaladas ni la seguridad.
La corrosión localizada puede encontrarse en numerosas plataformas, buques y oleoductos submarinos. 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 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 de óxido pasiva protectora externa del tubo, lo que favorece la aparición de picaduras.
Desafortunadamente, la corrosión localizada por picaduras y grietas es difícil de detectar, lo que dificulta su identificación, predicción y diseño. Ante estos riesgos, los propietarios, operadores y responsables de las plataformas deben ser cautelosos al seleccionar el material de tubería más adecuado para su aplicación. La selección del material es su primera línea de defensa contra la corrosión, por lo que es fundamental acertar. Afortunadamente, pueden optar por una medida muy sencilla pero eficaz de la resistencia a la corrosión localizada: el Índice de Resistencia Equivalente a la Picadura (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, así como la forma de 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, a diferencia de la corrosión general, que es más uniforme en toda la superficie del metal. La corrosión por picaduras y la corrosión intergranular comienzan a formarse en los tubos de acero inoxidable 316 cuando la capa externa de óxido pasivo, rica en cromo, se deteriora debido a la exposición a líquidos corrosivos, incluido el agua salada. Los ambientes marinos ricos en cloruros, así como las altas temperaturas e incluso la contaminación de la superficie del tubo, aumentan la probabilidad de degradación de esta capa de pasivación.
La corrosión por picaduras se produce cuando la capa de pasivación de una sección de tubería se deteriora, formando pequeñas cavidades o picaduras en su superficie. Estas picaduras tienden a crecer a medida que se producen reacciones electroquímicas, disolviendo el hierro del metal en el fondo. El hierro disuelto se difunde hacia la superficie y se oxida, formando óxido de hierro u herrumbre. A medida que la picadura se profundiza, las reacciones electroquímicas se aceleran y la corrosión aumenta, lo que puede provocar la perforación de la pared de la tubería y fugas.
Los tubos son más propensos a la corrosión por picaduras si su superficie exterior está contaminada (Figura 1). Por ejemplo, los contaminantes provenientes de operaciones de soldadura y esmerilado pueden dañar la capa de óxido de pasivación del tubo, lo que provoca la formación y aceleración de picaduras. Lo mismo ocurre con la simple contaminación de las tuberías. Además, a medida que las gotas de sal se evaporan, los cristales de sal húmedos que se forman en los tubos protegen la capa de óxido y pueden causar picaduras. Para prevenir este tipo de contaminación, mantenga sus tuberías limpias enjuagándolas regularmente con agua dulce.
Figura 1. La tubería de acero inoxidable 316/316L contaminada con ácido, sal y otros depósitos es altamente susceptible a la corrosión por picaduras.
Corrosión por hendidura. En la mayoría de los casos, la corrosión por picaduras puede ser detectada fácilmente por el operador. Sin embargo, la corrosión por hendidura 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 la hendidura, con el tiempo se forma en esta zona una solución acidificada de cloruro férrico (FeCl3) químicamente agresiva, lo que acelera la corrosión por hendidura (Fig. 2). Dado que la hendidura en sí misma aumenta el riesgo de corrosión, esta puede ocurrir a temperaturas mucho más bajas que la corrosión por picaduras.
Figura 2 – La corrosión por hendidura 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 hendidura suele simular primero la formación de picaduras en el espacio que se forma entre la sección de la tubería y el collar de soporte. Sin embargo, debido al aumento de la concentración de Fe++ en el fluido dentro de la fractura, el embudo inicial se agranda progresivamente hasta cubrir toda la fractura. En última instancia, la corrosión por hendidura puede provocar la perforación de la tubería.
Las grietas densas representan el mayor riesgo de corrosión. Por lo tanto, las abrazaderas que rodean una mayor parte de la circunferencia de la tubería tienden a ser más riesgosas 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 las abrazaderas periódicamente y revisando la superficie de la tubería en busca de corrosión.
La corrosión por picaduras y por hendiduras puede prevenirse seleccionando la aleación metálica adecuada para cada aplicación. Los especificadores deben actuar con la debida diligencia al seleccionar el material óptimo para las tuberías, a fin de minimizar el riesgo de corrosión en función del entorno del proceso, 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 valor 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 índice PREN aumenta con el contenido de elementos resistentes a la corrosión como el cromo, el molibdeno y el nitrógeno en la aleación. Este índice se basa en la temperatura crítica de picadura (TCP), 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 a la TCP. Por lo tanto, valores más altos de PREN indican una mayor resistencia a la picadura. Un pequeño incremento en el PREN equivale únicamente a un pequeño incremento en la TCP en comparación con la aleación, mientras que un incremento considerable en el PREN indica una mejora significativa en el rendimiento con una TCP significativamente mayor.
La Tabla 1 compara los valores PREN de diversas aleaciones comúnmente utilizadas en la industria petrolera y gasística marina. Muestra cómo la especificación puede mejorar significativamente la resistencia a la corrosión al seleccionar una aleación de tubería de mayor calidad. El valor PREN aumenta ligeramente de 316 SS a 317 SS. El acero inoxidable superaustenítico 6 Mo o el acero inoxidable superdúplex 2507 son ideales para un aumento considerable del 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 tuberías rígidas de 1/8 de pulgada. 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 cloruros. Un mayor contenido de níquel de al menos el 12 % en el acero 316/316L también es deseable para aplicaciones con hidrógeno a alta presión. La concentración mínima de níquel requerida para el acero inoxidable ASTM 316/316L es del 10 %.
La corrosión localizada puede producirse en cualquier punto de las tuberías utilizadas en entornos marinos. Sin embargo, la corrosión por picaduras es más probable en zonas ya contaminadas, mientras que la corrosión por hendidura es más probable en zonas con espacios estrechos entre la tubería y el equipo de instalación. Utilizando PREN como base, el especificador puede seleccionar la aleación de tubería más adecuada 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 influye en la resistencia del acero inoxidable a la corrosión por picaduras. Para climas marítimos cálidos, se recomienda considerar seriamente el uso de tuberías de acero superaustenítico 6 con molibdeno o de acero inoxidable superdúplex 2507, ya que estos materiales ofrecen una excelente resistencia a la corrosión localizada y al agrietamiento por cloruros. Para climas más fríos, una tubería de acero inoxidable 316/316L puede ser suficiente, especialmente si cuenta con un historial de uso exitoso.
Los propietarios y operadores de plataformas marinas también pueden tomar medidas para minimizar el riesgo de corrosión tras la instalación de las tuberías. Deben mantenerlas limpias y enjuagarlas regularmente con agua dulce para reducir el riesgo de picaduras. Asimismo, deben solicitar a los técnicos de mantenimiento que abran las abrazaderas de las tuberías durante las inspecciones rutinarias para comprobar si hay corrosión por hendidura.
Siguiendo los pasos anteriores, los propietarios y operadores de plataformas pueden reducir el riesgo de corrosión de las tuberías y las fugas relacionadas en el entorno marino, mejorar la seguridad y la eficiencia, y reducir la posibilidad 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.
La revista Journal of Petroleum Technology es la publicación principal de la Sociedad de Ingenieros del Petróleo (SPE), y presenta resúmenes y artículos autorizados sobre los avances en la tecnología de exploración y producción, temas relacionados con la industria del petróleo y el gas, y noticias sobre la SPE y sus miembros.