Malia a resistencia inherente á corrosión das tubaxes de aceiro inoxidable, estas están suxeitas a varios tipos de corrosión durante a súa vida útil prevista. Esta corrosión pode provocar emisións fuxitivas, perdas de produtos e riscos potenciais. Os propietarios e operadores de plataformas mariñas poden reducir o risco de corrosión especificando materiais para tubaxes máis resistentes desde o principio para unha mellor resistencia á corrosión. Posteriormente, deben permanecer vixiantes ao inspeccionar as liñas de inxección química, as liñas hidráulicas e de impulso, e a instrumentación e os instrumentos do proceso para garantir que a corrosión non ameace a integridade das tubaxes instaladas nin comprometa a seguridade.
A corrosión localizada pódese atopar en moitas plataformas, buques, buques e tubaxes mariñas. Esta corrosión pode presentarse en forma de corrosión por picaduras ou gretas, calquera das cales pode erosionar a parede da tubaxe e provocar a liberación de líquido.
O risco de corrosión aumenta a medida que aumenta a temperatura de funcionamento da aplicación. A calor pode acelerar a degradación da película protectora exterior de óxido pasivo do tubo, o que promove a formación de picaduras.
Desafortunadamente, a corrosión localizada por picaduras e fendas é difícil de detectar, o que dificulta a identificación, a predicción e o deseño destes tipos de corrosión. Dados estes riscos, os propietarios, operadores e designados das plataformas deben ter coidado á hora de seleccionar o mellor material para a tubaxe para a súa aplicación. A selección do material é a súa primeira liña de defensa contra a corrosión, polo que é moi importante acertar nela. Afortunadamente, poden usar unha medida moi sinxela pero moi eficaz da resistencia á corrosión localizada, o Número Equivalente de Resistencia a Picaduras (PREN). Canto maior sexa o valor PREN dun metal, maior será a súa resistencia á corrosión localizada.
Este artigo analizará como identificar a corrosión por picaduras e fendas e como optimizar a selección do material da tubaxe para aplicacións de petróleo e gas no mar en función do valor PREN do material.
A corrosión localizada prodúcese en áreas pequenas en comparación coa corrosión xeral, que é máis uniforme na superficie do metal. A corrosión por picaduras e fendas comeza a formarse nos tubos de aceiro inoxidable 316 cando a película exterior de óxido pasivo rica en cromo do metal se rompe pola exposición a líquidos corrosivos, incluída a auga salgada. Os ambientes mariños ricos en cloruros, así como as altas temperaturas e mesmo a contaminación da superficie dos tubos, aumentan a probabilidade de degradación desta película de pasivación.
picaduras A corrosión por picaduras prodúcese cando a película de pasivación dunha sección da tubaxe se rompe, formando pequenas cavidades ou pozos na superficie da tubaxe. É probable que estes pozos medren a medida que avanzan as reaccións electroquímicas, como resultado das cales o ferro do metal se disolve en solución no fondo do pozo. O ferro disolto difundirase entón á parte superior do pozo e oxídase para formar óxido de ferro ou ferruxe. A medida que o pozo se afonda, as reaccións electroquímicas aceleranse, a corrosión aumenta, o que pode provocar a perforación da parede da tubaxe e provocar fugas.
Os tubos son máis susceptibles á formación de picaduras se a súa superficie exterior está contaminada (Figura 1). Por exemplo, os contaminantes das operacións de soldadura e esmerilado poden danar a capa de óxido de pasivación do tubo, formando e acelerando así a formación de picaduras. O mesmo ocorre simplemente coa xestión da contaminación das tubaxes. Ademais, a medida que as pingas de sal se evaporan, os cristais de sal húmidos que se forman nos tubos protexen a capa de óxido e poden provocar picaduras. Para evitar este tipo de contaminación, manteña as tubaxes limpas lavándoas regularmente con auga doce.
Figura 1. As tubaxes de aceiro inoxidable 316/316L contaminadas con ácido, solución salina e outros depósitos son moi susceptibles á formación de picaduras.
corrosión en fendas. Na maioría dos casos, o operador pode detectar facilmente as picaduras. Non obstante, a corrosión en fendas non é doada de detectar e supón un maior risco para os operadores e o persoal. Isto adoita ocorrer en tubaxes que teñen espazos estreitos entre os materiais circundantes, como as tubaxes suxeitas con abrazaderas ou tubaxes que están moi unidas. Cando a salmoira se filtra no espazo, co tempo, fórmase nesta zona unha solución de cloruro férrico acidificado (FeCl3) quimicamente agresiva, o que provoca a corrosión acelerada do espazo (Fig. 2). Dado que a corrosión en fendas pola súa natureza aumenta o risco de corrosión, a corrosión en fendas pode producirse a temperaturas moito máis baixas que as picaduras.
Figura 2: A corrosión por fendas pode desenvolverse entre a tubaxe e o soporte da tubaxe (arriba) e cando a tubaxe se instala preto doutras superficies (abaixo) debido á formación dunha solución acidificada quimicamente agresiva de cloruro férrico no oco.
A corrosión por fendas adoita simular a formación de picaduras primeiro no oco formado entre a sección da tubaxe e o colar de soporte da tubaxe. Non obstante, debido ao aumento da concentración de Fe++ no fluído dentro da fractura, o funil inicial faise cada vez máis grande ata cubrir toda a fractura. En última instancia, a corrosión por fendas pode provocar a perforación da tubaxe.
As gretas densas representan o maior risco de corrosión. Polo tanto, as abrazaderas para tubos que rodean unha gran parte da circunferencia do tubo tenden a ser máis arriscadas que as abrazaderas abertas, que minimizan a superficie de contacto entre o tubo e a abrazadera. Os técnicos de servizo poden axudar a reducir a posibilidade de danos ou fallos por corrosión en fendas abrindo regularmente os accesorios e inspeccionando as superficies dos tubos para detectar corrosión.
A corrosión por picaduras e fendas pódese evitar escollendo a aliaxe metálica axeitada para a aplicación específica. Os especificadores deben exercer a debida dilixencia á hora de seleccionar o material óptimo para as tubaxes para minimizar o risco de corrosión, dependendo do ambiente operativo, as condicións do proceso e outras variables.
Para axudar aos especificadores a optimizar a súa elección de materiais, poden comparar os valores PREN dos metais para determinar a súa resistencia á corrosión localizada. O PREN pódese calcular a partir da química da aliaxe, incluíndo o seu contido de cromo (Cr), molibdeno (Mo) e nitróxeno (N), do seguinte xeito:
O PREN aumenta co contido de elementos resistentes á corrosión como cromo, molibdeno e nitróxeno na aliaxe. A proporción de PREN baséase na temperatura crítica de picaduras (CPT), a temperatura máis baixa á que se producen as picaduras, para varios aceiros inoxidables dependendo da composición química. Esencialmente, o PREN é proporcional ao CPT. Polo tanto, valores de PREN máis altos indican unha maior resistencia ás picaduras. Un pequeno aumento do PREN equivale só a un pequeno aumento do CPT en comparación coa aliaxe, mentres que un gran aumento do PREN indica unha mellora significativa no rendemento sobre un CPT moito máis alto.
A táboa 1 compara os valores de PREN para varias aliaxes que se empregan habitualmente na industria petrolífera e gasífera en alta mar. Mostra como a especificación pode mellorar considerablemente a resistencia á corrosión seleccionando unha aliaxe para tubaxes de maior calidade. O PREN aumenta lixeiramente do aceiro inoxidable 316 ao aceiro inoxidable 317. O aceiro inoxidable superaustenítico 6 Mo ou o aceiro inoxidable superdúplex 2507 son ideais para obter melloras significativas no rendemento.
As concentracións máis altas de níquel (Ni) no aceiro inoxidable tamén aumentan a resistencia á corrosión. Non obstante, o contido de níquel do aceiro inoxidable non forma parte da ecuación PREN. En calquera caso, adoita ser vantaxoso elixir aceiros inoxidables cun maior contido de níquel, xa que este elemento axuda a repasivar as superficies que mostran signos de corrosión localizada. O níquel estabiliza a austenita e impide a formación de martensita ao dobrar ou estirar en frío tubos ríxidos de 1/8. A martensita é unha fase cristalina indesexable nos metais que reduce a resistencia do aceiro inoxidable á corrosión localizada, así como á fisuración por tensión inducida por cloruros. O maior contido de níquel de polo menos o 12 % no aceiro 316/316L tamén é desexable para aplicacións de gas hidróxeno a alta presión. A concentración mínima de níquel requirida para o aceiro inoxidable ASTM 316/316L é do 10 %.
A corrosión localizada pode producirse en calquera lugar dunha tubaxe utilizada nun ambiente mariño. Non obstante, é máis probable que as picaduras se produzan en zonas que xa están contaminadas, mentres que a corrosión por fendas é máis probable que se produza en zonas con espazos estreitos entre a tubaxe e o equipo de instalación. Usando PREN como base, o especificador pode seleccionar o mellor grao de tubaxe para minimizar o risco de calquera tipo de corrosión localizada.
Non obstante, teña en conta que existen outras variables que poden afectar o risco de corrosión. Por exemplo, a temperatura afecta á resistencia do aceiro inoxidable ás picaduras. Para climas marítimos cálidos, débense considerar seriamente as tubaxes de aceiro de molibdeno superaustenítico 6 ou de aceiro inoxidable superdúplex 2507 porque estes materiais teñen unha excelente resistencia á corrosión localizada e ao agrietamento por cloruros. Para climas máis fríos, unha tubaxe 316/316L pode ser suficiente, especialmente se hai un historial de uso exitoso.
Os propietarios e operadores de plataformas mariñas tamén poden tomar medidas para minimizar o risco de corrosión despois de instalar a tubaxe. Deberían manter as tubaxes limpas e enxaugalas regularmente con auga doce para reducir o risco de picaduras. Tamén deberían facer que os técnicos de mantemento abran as abrazaderas durante as inspeccións de rutina para comprobar se hai corrosión en fendas.
Seguindo os pasos anteriores, os propietarios e operadores de plataformas poden reducir o risco de corrosión das tubaxes e as fugas relacionadas no medio mariño, mellorar a seguridade e a eficiencia e reducir a posibilidade de perda de produto ou emisións fuxitivas.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
O Journal of Petroleum Technology, a revista insignia da Society of Petroleum Engineers, ofrece artigos e resumos autorizados sobre os avances na tecnoloxía de produción en augas arriba, cuestións da industria do petróleo e o gas, e novas sobre a SPE e os seus membros.