A pesar da resistencia inherente á corrosión das tubaxes de aceiro inoxidable, estas últimas experimentan diferentes tipos de corrosión durante a súa vida útil prevista. Esta corrosión pode provocar emisións fuxitivas, perda de produto e riscos potenciais. Os propietarios e operadores de plataformas mariñas poden reducir o risco de corrosión especificando materiais para tubaxes máis resistentes que proporcionen unha mellor resistencia á corrosión. Posteriormente, deben permanecer vixiantes ao inspeccionar a inxección química, as liñas hidráulicas e de impulso, así como a instrumentación e os equipos de detección de procesos para garantir que a corrosión non ameace a integridade das tubaxes instaladas nin comprometa a seguridade.
A corrosión localizada pódese atopar en moitas plataformas, embarcacións, barcos e tubaxes en instalacións mariñas. Esta corrosión pode presentarse en forma de corrosión por picaduras ou fendas, calquera das cales pode erosionar a parede da tubaxe e provocar a liberación de fluídos.
O risco de corrosión é maior cando aumenta a temperatura de funcionamento da aplicación. A calor pode acelerar a destrución da película protectora exterior de óxido pasivo do tubo, promovendo así a formación de corrosión por picaduras.
Desafortunadamente, a corrosión localizada por picaduras e fendas pode ser difícil de detectar, o que fai que estes tipos de corrosión sexan máis difíciles de identificar, predicir e deseñar. Dados estes riscos, os propietarios, operadores e designados da plataforma deben ter coidado ao seleccionar o mellor material de tubaxes para a súa aplicación. A selección do material é a súa primeira liña de defensa contra a corrosión, polo que é importante acertar. Afortunadamente, poden escoller usando unha medida moi sinxela pero moi eficaz de 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 revisará 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 ocorre 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 nas tubaxes de aceiro inoxidable 316 cando a película de óxido pasivo rica en cromo exterior do metal se rompe debido á exposición a fluídos corrosivos, incluída a auga salgada. Os ambientes mariños ricos en cloruro, tanto en alta mar como en terra, así como as altas temperaturas e mesmo a contaminación da superficie da tubaxe, aumentan o potencial de degradación desta película de pasivación.
picaduras. A corrosión por picaduras prodúcese cando a película de pasivación dun tramo de tubo se destrúe, formando pequenas cavidades ou pozos na superficie do tubo. É probable que estes pozos medren a medida que se producen as reaccións electroquímicas, facendo que o ferro do metal se disolva na solución do fondo do pozo. O ferro disolto difundirase entón cara á parte superior do pozo e oxidarase para formar óxido de ferro ou ferruxe. A medida que o pozo se afonda, as reaccións electroquímicas aceléranse, a corrosión intensifícase e pode provocar a perforación da parede do tubo e provocar fugas.
A tubaxe é máis susceptible á corrosión por picaduras cando a súa superficie exterior está contaminada (Figura 1). Por exemplo, a contaminación das operacións de soldadura e esmerilado pode danar a capa de óxido pasivante da tubaxe, formando e acelerando así a corrosión por picaduras. O mesmo ocorre simplemente co tratamento da contaminación das tubaxes. Ademais, a medida que as pingas de salmoira se evaporan, os cristais de sal húmidos que se forman nas tubaxes fan o mesmo para protexer a capa de óxido e poden provocar corrosión por 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, salmoira e outros depósitos son moi susceptibles á corrosión por picaduras.
Corrosión en fendas. Na maioría dos casos, o operador pode identificar 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. Adoita producirse en tubaxes que teñen espazos axustados entre os materiais circundantes, como tubaxes suxeitas con abrazaderas ou tubaxes instaladas firmemente unha ao lado da outra. Cando a salmoira se filtra na fenda, co tempo fórmase na zona unha solución de cloruro férrico acidificado (FeCl3) quimicamente agresiva que provoca unha corrosión en fendas acelerada (Figura 2). Debido a que as propias fendas aumentan o risco de corrosión, a corrosión en fendas pode producirse a temperaturas moito máis baixas que a corrosión por picaduras.
Figura 2: Pode desenvolverse corrosión por fendas entre a tubaxe e o soporte da tubaxe (arriba) e cando a tubaxe se instala preto doutras superficies (abaixo) debido á formación dunha solución de cloruro férrico acidificado quimicamente agresiva na fenda.
A corrosión por fendas adoita simular a corrosión por picaduras primeiro na fenda formada entre un tramo de tubaxe e a abrazadera de soporte da tubaxe. Non obstante, debido ao aumento da concentración de Fe++ no fluído dentro da fractura, o cráter inicial faise cada vez máis grande ata que cobre toda a fractura. En última instancia, a corrosión por fendas pode perforar a tubaxe.
As fendas axustadas son o maior risco de corrosión. Polo tanto, as abrazaderas para tubos que envolven a maior parte da circunferencia do tubo tenden a presentar un maior risco que as abrazaderas abertas, que minimizan a superficie de contacto entre o tubo e a abrazadera. Os técnicos de mantemento poden axudar a reducir a probabilidade de que a corrosión por fendas cause danos ou fallos abrindo regularmente as abrazaderas e inspeccionando a superficie do tubo para detectar corrosión.
A mellor maneira de previr a corrosión por picaduras e fendas é elixir a aliaxe metálica axeitada para a aplicación. Os especificadores deben exercer a debida dilixencia para seleccionar o material óptimo para a tubaxe e minimizar o risco de corrosión en función do ambiente operativo, as condicións do proceso e outras variables.
Para axudar aos especificadores a optimizar a selección de materiais, poden comparar os valores PREN dos metais para determinar a súa resistencia á corrosión localizada. O PREN pódese calcular a partir da composición química da aliaxe, incluíndo o seu contido de cromo (Cr), molibdeno (Mo) e nitróxeno (N), do seguinte xeito:
O PREN aumenta co contido dos elementos resistentes á corrosión cromo, molibdeno e nitróxeno na aliaxe. A relación PREN baséase na temperatura crítica de picaduras (CPT), a temperatura máis baixa á que se observa corrosión por picaduras, para varios aceiros inoxidables en relación coa 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 só equivale a un pequeno aumento do CPT en comparación coa aliaxe, mentres que un gran aumento do PREN indica unha mellora significativa no rendemento a un CPT significativamente máis alto.
A táboa 1 compara os valores PREN de varias aliaxes que se empregan habitualmente en aplicacións de petróleo e gas en alta mar. Mostra como a especificación pode mellorar significativamente a resistencia á corrosión seleccionando unha aliaxe para tubaxes de maior grao. O PREN só aumenta lixeiramente ao pasar do aceiro inoxidable 316 ao 317. Para un aumento significativo do rendemento, o ideal é usar aceiro inoxidable superaustenítico de 6 Mo ou aceiro inoxidable superdúplex 2507.
As concentracións máis altas de níquel (Ni) no aceiro inoxidable tamén melloran a resistencia á corrosión. Non obstante, o contido de níquel do aceiro inoxidable non forma parte da ecuación PREN. En calquera caso, adoita ser beneficioso especificar aceiros inoxidables con concentracións máis altas de níquel, xa que este elemento axuda a re-pasivar 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 duros de 1/8. A martensita é unha fase cristalina non desexada nos metais que reduce a resistencia do aceiro inoxidable á corrosión localizada, así como á fisuración por tensión inducida por cloruros. Un contido de níquel máis alto, de polo menos o 12 %, en 316/316L, tamén é desexable para aplicacións que impliquen hidróxeno gasoso a alta presión. A concentración mínima de níquel requirida para o aceiro inoxidable 316/316L na especificación estándar ASTM é do 10 %.
A corrosión localizada pode producirse en calquera lugar das tubaxes utilizadas en ambientes mariños. Non obstante, é máis probable que a corrosión por picaduras se produza 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 os accesorios de montaxe. Usando PREN como base, o especificador pode seleccionar a mellor aliaxe para tubaxes 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 ás picaduras do aceiro inoxidable. Para climas mariños cálidos, débese considerar seriamente a tubaxe de aceiro inoxidable superaustenítico de molibdeno 6 ou superdúplex 2507 porque estes materiais teñen unha excelente resistencia á corrosión localizada e á fisuración por tensión de cloruros. Para climas máis fríos, a tubaxe 316/316L pode ser suficiente, especialmente se se estableceu 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 enxagualas con auga doce regularmente para reducir o risco de corrosión por picaduras. Tamén deberían pedir aos técnicos de mantemento que abran as abrazaderas das tubaxes durante as inspeccións de rutina para detectar a presenza de corrosión por fendas.
Seguindo os pasos descritos anteriormente, os propietarios e operadores de plataformas poden reducir o risco de corrosión das tubaxes e as fugas relacionadas en ambientes mariños, mellorando a seguridade e a eficiencia, ao tempo que reducen a posibilidade de perda de produto ou a liberación de emisións fuxitivas.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok Company.He can be reached at bradley.bollinger@swagelok.com.
O Journal of Petroleum Technology é a revista insignia da Society of Petroleum Engineers, que ofrece artigos e artigos de referencia sobre os avances na tecnoloxía de exploración e produción, cuestións da industria do petróleo e o gas e novas sobre a SPE e os seus membros.