Fallas En Tuberia De Produccion

FALLAS EN TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

ROBERT SERRANO CRUZ DIEGO BUENO PATARROYO FLAVIA VANESSA PÉREZ BARROS JONNATHAN ORTEGA GARCÍA DANIELA TORRES LAMUS

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS 22 DE ENERO 2010

FALLAS EN TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

ROBERT SERRANO CRUZ DIEGO BUENO PATARROYO FLAVIA VANESSA PÉREZ BARROS JONNATHAN ORTEGA GARCÍA DANIELA TORRES LAMUS

Trabajo presentado a: Ingeniero OSCAR REY

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS 22 DE ENERO 2010

CONTENIDO

INTRODUCCIÓN

1. GENERALIDADES ACERCA DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

2. FALLAS EN LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN a) Principales causas de las fallas en la tubería. b) Tipos de fallas. c) Análisis de fallas. d) Prevención y reparación de daños

3. EFICIENCIA DE INHIBIDORES DE CORROSIÓN POR CO2 EN FUNCIÓN DE LA MICROESTRUCTURA DEL ACERO

CONCLUSIONES

BIBLIOGRAFÍA

INTRODUCCIÓN

La Evaluación Integral de un Yacimiento es una herramienta importante para reducir costos operativos. De la misma forma se debe optimizar el sistema producción-materiales

para

reducir

el

consumo

de

estos

últimos,

especialmente en el caso de tuberías de conducción, tuberías de producción y varillas de Bombeo. El presente trabajo muestra conceptos relevantes acerca de las fallas en la tubería de producción de Hidrocarburos, haciendo alusión a los tipos de fallas más comunes con el fin de implementar medidas de prevención y/o corrección de las mismas para mitigar los efectos y poder actuar frente a las diversas causas que llevan a que un tubo falle. El yacimiento debe ser considerado como un “todo” dado que es un sistema cerrado, sin embargo, no existe soluciones universales, pues cada problema debe ser analizado en forma independiente. Esto da lugar al desarrollo de nuevos productos que se adapten al problema particular. En la actualidad se realizan diferentes investigaciones

en cuanto al mejoramiento de los

materiales usados en la fabricación de tuberías que ayuden a inhibir y reducir la presencia de fallas como la corrosión, el desgaste prematuro de las tuberías o efectos perjudiciales que puede causar al medio ambiente.

1. GENERALIDADES ACERCA DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

Los tubos se fabrican con acero laminado en caliente según normas AISI/SAE 1008, 1010, 1015; JIS SPHT 3132, ASTM A1011 o cualquier otro acero equivalente que cumpla la norma ASTM A 53 (NTC-3470), y tenga la siguiente composición química:

CARBONO MANGANESO FÓSFORO AZUFRE

GRADO A 0.25% máximo 0.95% máximo 0.050% máximo 0.050% máximo

GRADO B 0.30% máximo 1.2% máximo 0.05% máximo 0.050% máximo

Los tubos grado B son tratados térmicamente en la soldadura, a temperatura mínima de 540º C, con el ánimo de eliminar la martensita retenida.

PROPIEDADES MECÁNICAS DEL ACERO GRADO A Esfuerzo de fluencia: psi (min) Esfuerzo de tensión: psi (min) Porcentaje de elongación:

30.000 48.000 20% Prom

GRADO B 35.000 60.000 20% Prom

GALVANIZACIÓN Se realiza por inmersión en caliente según la norma ASTM A-53, garantizando un recubrimiento uniforme de zinc tanto interior como exterior, con un peso promedio

de capa de zinc no inferior a 0.55 Kg/m². La calidad del zinc para el revestimiento se garantiza según la norma ASTM B6 SHG (Special High Grade).

ROSCADO Los tubos son roscados según norma ANSI B1.20.1 tipo NPT. Las roscas son protegidas con un protector plástico de acuerdo con los datos de la siguiente tabla:

Cuando se especifique tubería sin rosca, los tubos se entregan biselados en sus extremos para facilitar su unión por procesos de soldadura.

IDENTIFICACIÓN Se realiza por inmersión en caliente según la norma ASTM A-53, garantizando un recubrimiento uniforme de zinc tanto interior como exterior, con un peso promedio de capa de zinc no inferior a 0.55 Kg/m². La calidad del zinc para el revestimiento se garantiza según la norma ASTM B6 SHG (Special High Grade). Los tubos son identificados según norma ASTM A53 (NTC-3470). Por ejemplo: se estampa la leyenda “NOMBREEMEPRESA ASTM A53 (X*) ERW SCH 40 DÍA. (X**), 6.00 m, estampada en bajo relieve o marcada con plantilla. Las letras X* y X** corresponden al grado de los tubos (A o B) y el diámetro nominal NPS (1/4” a 6”) respectivamente.

Figura 1. Capacidad de producción

Fuente.

http://www.tuberiasacero.com.mx/docs/capacidad_produccion.pdf

2. FALLAS EN LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

a) Principales causas de las fallas en la tubería. • Inapropiada selección del tubo para la profundidad y las presiones encontradas. • Insuficiente inspección del cuerpo del tubo o roscas. • Daños durante la manipulación y/o transporte. • Mala práctica de operación de bajada o extracción de los tubos del pozo. • Roscas mal maquinadas. • Descuidos en el almacenamiento de los tubos. • Uso de grasas no adecuadas, o diluidas o sucias (esto puede provocar engrane de las roscas). • Torque en exceso para forzar la bajada del tubo al pozo. • Martillado de las cuplas, especialmente en tubing. • Desgaste interno de tubing por la acción de la varilla de bombeo. • Fatiga, especialmente en el tubing. No hay manera de evitarla; sí se podría retardar utilizando uniones y procedimientos de operación adecuados. • Exceso de tensión, superando el límite de fluencia del material o la resistencia de la unión.

• La pérdida de fluido de las conexiones debido a presión interna o externa es una causa común y puede deberse a las siguientes condiciones:  La grasa no corresponde a la especificada, o está diluida o sucia o no homogeneizada.  Roscas sucias, engranadas debido a suciedad, mal enrosque, roscas dañadas o mal maquinadas.  Tracción demasiado rápida de la columna.  Excesivos enrosques y desenrosques.  Procedimiento inadecuado de fijado de la tubería (esto produce tensiones en la unión que podrían exceder el límite de fluencia del material).

b) Tipos de fallas. Las fallas pueden clasificarse así:  Fallas por Corrosión:  Corrosión por Microorganismos.

 Corrosión Fatiga.  Corrosión por "Crevice“.

 Corrosión por CO2.

 Corrosión Bajo Tensión.

 Corrosión por H2S.

 Corrosión Galvánica.

 Corrosión asistida por Fricción.



Fallas Mecánicas:

Las fallas mecánicas representan un porcentaje grande del número total de todas las fallas de sarta de varillas. Las fallas mecánicas incluyen todo tipo de desperfecto excepto defectos de fabricación y fatiga por esfuerzo/corrosión. El daño mecánico a la sarta de varillas contribuye a un elevador de esfuerzo que ocasionará fallas de varilla de bombeo. El tiempo a la falla será influenciado por muchas variables, de las cuales las más importantes serán el esfuerzo máximo,

ambiente operativo, orientación del daño, química de la varilla de bombeo, tipo de tratamiento térmico de la varilla, gama de esfuerzos y tipo de daño. El daño mecánico puede ser causado por diseño inadecuado, procedimientos incorrectos de preservación y manejo, procedimientos descuidados de enrosque y desenrosque, prácticas operativas desactualizadas o cualquier combinación de estos elementos.  Desgaste  Fatiga

 Colapso

 Pandeo

 Estallido.

 Prácticas operativas.

 Erosión.

FATIGA Disminución de la resistencia mecánica de los materiales al someterlos a esfuerzos repetidos. El área de la pieza donde se inicia la fisura por fatiga corresponde a aquella donde, por alguna razón, el esfuerzo logra niveles superiores al de fluencia, produciéndose una deformación plástica en frio, localizada y cíclica, en correspondencia con la naturaleza del esfuerzo, lo cual genera acritud o pérdida de ductibilidad en ese lugar y, por consiguiente, con el transcurrir del tiempo se produce una microfractura frágil que una vez formada puede propagarse bajo la acción del esfuerzo.

PANDEO El Pandeo es una falla en la estabilidad de la tubería, ocasiona dificultad para correr herramientas por el interior de la tubería, mayor desgaste por contacto con la barra de sondeo, y falla por superación del límite de fluencia del material. El pandeo se incrementa debido al aumento de la presión interna, cambios de temperatura e incremento de la fuerza compresiva.

EROSIÓN O DESGASTE La velocidad de erosión o desgaste por abrasión en tuberías es proporcional a la velocidad y cantidad del flujo, y al tamaño y forma de las partículas contenidas en el lodo abrasivo. La resistencia a la abrasión de cualquier material es una función de la magnitud del flujo y las características de las partículas de escombro que se puedan presentar en la instalación.

COLAPSO El colapso de tubos es un fenómeno gobernado por muchas variables, pero cuyo comportamiento puede ser clasificado inicialmente en función de una de ellas: La relación diámetro/espesor (D/t). Para grandes valores de D/t el colapso está gobernado por una falla del tipo de inestabilidad elástica. Para valores de D/t bajos el colapso está controlado por consideraciones de plasticidad. Para valores de D/t intermedios los fenómenos de plasticidad y de inestabilidad ocurren más o menos simultáneamente y no hay formulas deducidas de la resistencia de materiales que describan el comportamiento de los tubos en este rango.

ESTALLIDO

La presión de estallido ocurre cuando la presión interna en la tubería es mayor que la externa. Con la presión de formación estimada sobre toda la longitud de la tubería de revestimiento y el espacio anular lleno de fluido, se crea una presión externa que se contrapone a la presión interna. La diferencia entre las presiones internas y externa es la presión neta de estallido o ruptura que deberá calcularse para los fines de diseño. Las presiones internas son consecuencia de producción, sacudidas de gas presión hidrostática interna, etc. La secci6n de tubería más crítica para el diseño contra estallido es la parte superior.

Existen diferentes agentes agresivos que deben ser determinados a través del monitoreo de las características físico químicas del fluido en contacto con el sistema de tubería en estudio, proporcionándonos las condiciones de agresividad del mismo. Los elementos más importantes a determinar son: •Gases disueltos en Agua y en Gas (H2S, CO2 y O2) •Bacterias sulfatoreductoras •Cloruros •pH •WOR, GOR •Conteo de Hierro Existen factores que son dependientes del diseño y que tienen gran influencia en el tipo y ocurrencia de una falla: •Efectos de la Geometría (Concentradores de tensión, malos drenajes, facilitar la ocurrencia de crevice, etc.) •Efectos de la incompatibilidad entre los materiales (materiales con diferentes potenciales de oxidación, materiales de diferentes coeficientes de dilatación, etc.) •Efectos de origen mecánico (incorrecta estimación de las cargas, buckling, incorrecta selección de materiales, etc.) •Efectos de la superficie (turbulencia, áreas de difícil acceso, formas agudas, etc.)

Un porcentaje importante de las fallas que se analizan se deben a prácticas operativas inadecuadas: •Aplicación de variables operativas que exceden el límite de aplicación del material (Sobretorques, exceso de carga, temperatura, etc.) •Prácticas de instalación incorrectas (golpes, maltrato durante el montaje, uso de Herramientas inadecuadas, etc.) • CORROSIÓN

Por lo general el tipo y la localización de la corrosión tiene más influencia que la pérdida de material que el proceso corrosivo genera. Los factores dependientes del diseño que tienen gran influencia en el tipo y ocurrencia de la corrosión se deben a Efectos del flujo, Tipo de Hidrocarburo, Tipo de fluido, Tipo de Geometría, Efectos de la incompatibilidad entre los materiales, y Efectos de la superficie. La influencia del flujo es fundamental dado que, muchas veces los productos de corrosión que se depositan sobre el acero lo protegen del contacto con el medio ambiente corrosivo, pero el flujo generalmente involucra procesos erosivos dejando metal “desnudo” expuesto. La influencia de la geometría es también relevante ya que afecta directamente el “tiempo de mojado” y se sabe que la corrosión torna a lugares de difícil acceso o “rendijas” generan Celdas de Corrosión de muy Bajo PH que tornan más agresivo al ambiente. También la

geometría puede generar diferentes ambientes dentro de una misma área expuesta, como lo son las superficies solapadas. En la industria del petróleo la corrosión es aceptable cuando es menor a 0.1 mm/año, mientras que, entre 0.1 y 1.0 mm/año la evaluación dependerá del tiempo requerido de Servicio, de las posibilidades de Inspección, Inhibición y Reparación y de las Consecuencias económicas de una falla. •

Corrosión Bajo Tensión o Fallas por Hidrógeno

Deberán ser eliminadas en la etapa de diseño. Por lo tanto, en función de los cambios producidos en los yacimientos debido al incremento de la utilización de métodos de recuperación asistida de hidrocarburos, a la búsqueda de nuevos horizontes productivos que implica perforar en ambientes más agresivos de alta presión y temperatura, a la depletación de las capas, y otros, la necesidad de contar con materiales más sofisticado se ha incrementado.

• Corrosion inducida por bacterias Los microorganismos contribuyen a la corrosión por diferentes

vías.

Algunos

actúan

como

depolarizadores catódicos, mientras otros forman limos o biomasas que protegen una porción del metal, incrustación y celda de concentración de oxígeno. Generalmente, los microorganismos que afectan la corrosión son clasificados de acuerdo a sus requerimientos de oxígeno. Los denominados aeróbicos son aquellos que pueden existir bajo presencia de oxígeno. Los denominados anaeróbicos son aquellos que pueden existir en ausencia o en baja concentración de oxígeno. En ambientes aeróbicos, las especies de thiobacillus cuentan para la mayoría de los procesos de corrosión. Esta especie convierte el azufre en ácido sulfúrico, el

cual estimula el ataque. Las bacterias sulfato-reductoras se encuentran en ambientes anaeróbicos. El mecanismo de las mismas involucra, tanto el ataque directo al hierro por el sulfuro de hidrógeno, como la depolarización catódica. Aún en fluidos aireados, las bacterias sulfato-reductoras pueden encontrarse dentro de un área de picaduras activas de corrosión, donde el contenido de oxígeno se torna muy bajo. El ensayo microbiológico, usando una técnica de extinción-dilución, puede ser usado en el Laboratorio de Campo para identificar y contar el número de organismos presentes. Las ampollas o frascos para ensayos bacteriales están disponibles, tanto para ensayos de bacterias aeróbicas (rojo de fenol) como para anaeróbicas (sulfato-reductoras). Algunas bacterias generan H2S, producen enzimas o ácidos orgánicos, oxidan hierro soluble en aguas producidas o cualquier combinación de los anteriores. El bactericida debe usarse en todos los fluidos sospechables para controlar poblaciones de bacterias.

•

Corrosion por CO2 El CO2 se combina con agua para formar ácido carbónico que baja el pH del agua. El ácido carbónico es muy agresivo al acero y resulta en grandes zonas de pérdida rápida de metal que pueden desgastar completamente las varillas de bombeo y acoples. La

severidad de la corrosión aumenta con el aumento parcial de presión y temperatura del CO2. Las picaduras de corrosión CO2 son de forma redonda, profundas con paredes empinadas y bordes afilados. La picadura se interconecta usualmente en líneas largas pero ocasionalmente son individuales y aisladas. Las bases de la picadura estarán llenas de escamas de carbonato de hierro, un

depósito gris que se adhiere de manera suelta, generado del CO2.

Límites de concentraciones de CO2 y de H2S: Las condiciones de corrosividad de estas especies marcan límites que deben tenerse en cuenta para formarse una expectativa de la corrosivdad del medio. Corrosividad del CO2 sobre acero al carbono de baja aleación.

•

Corrosión por H2S La picadura por H2S es redonda en su base, profunda con paredes empinadas y bordes biselados. Normalmente es pequeña, aleatoria y esparcida sobre toda la superficie de la varilla. Un segundo corrosivo generado por H2S es escama de sulfuro de hierro. Las superficies de la varilla de bombeo y de la picadura estarán cubiertas de escama negra que se adhiere de manera apretada. La escama de sulfuro de hierro es sumamente insoluble y catódica al acero que tiende acelerar las tasas de penetración de la corrosión. Un tercer mecanismo corrosivo es el resquebrajamiento por hidrógeno, que ocasiona que la superficie de la fractura tenga un aspecto granular o quebradizo. Un punto de inicio de grieta puede ser visible o no y una parte de fatiga puede no estar presente en la superficie de la fractura. El desgarramiento por corte de una falla de resquebrajamiento por hidrógeno es inmediato durante fractura debido a la absorción del hidrógeno y la pérdida de ductilidad en el acero.

Aunque un ácido relativamente débil, cualquier cantidad muy pequeña medible de H2S se considera justificación para programas de inhibición química cuando cualquier cantidad muy pequeña medible de agua también está presente. • Corrosion por fatiga La corrosión por fatiga es otro de los riesgos que han de ser eliminados. Casi todos los metales y aleaciones, incluso el acero austenítico inoxidable, pueden fallar al agrietarse o quebrarse debido a la corrosión por fatiga en condiciones que impliquen esfuerzos aplicados o tensiones residuales combinadas con agentes ligeramente corrosivos. Las soluciones de cloruro son de lo más perjudicial al provocar el agrietamiento de los aceros inoxidables austeníticos. El mecanismo causante de la corrosión por fatiga todavía no ha sido determinado. Es principalmente transgranular y puede ir acompañado de ataques de picado. Son muy susceptibles las piezas que han estado sometidas a un fuerte trabajo en frío, pero el acero recocido puede también agrietarse cuando se le somete a condiciones difíciles. Es más fácil que el agrietamiento se produzca en soluciones calientes que en las frías.

•

Corrosion por friccion

También

denominada

“freeting”,

la

corrosión

por

fricción

ocurre

como

consecuencia de la abrasión superficial generada por la fricción repetitiva entre metales como consecuencia del movimiento de mecanismos solidarios, de tal manera que al hacerse vulnerables las superficies, se genera óxido en las erosiones producidas.

Corrosion galvanica

La corrosión galvánica ejerce una acción localizada que puede sobrevenir cuando una junta de unión entre dos metales disimilares está sumergida en una solución que puede obrar como electrolito. En un medio corrosivo, los dos metales diferentes forman unos electrodos cortocircuitados y constituyen una celda electroquímica. De ello resulta la disolución del electrodo anódico, mientras que el cátodo permanece inalterable. El potencial variará según la posición ocupada por los metales y aleaciones en el cuadro de las series galvánicas que se acompaña. El empleo de distintos metales en una solución corrosiva no significa que la corrosión galvánica sea inevitable. Los factores que influencian la corrosión galvánica incluyen: a) Conductividad del circuito: Tiene que existir el contacto entre metales diferentes en una solución de alta conductividad para que se produzca el ataque galvánico. b) Potencial entre ánodo y cátodo: la posición que ocupa cada metal en la serie galvánica determina el potencial y la dirección del flujo de corriente cuando se compone una celda. El metal que ocupa la posición más alta en la serie constituye el cátodo. El otro metal es el ánodo y, debido a ello, es el que resulta atacado por la acción de la celda. El potencial se incrementa cuanto más apartadas unas de otras son las posiciones ocupadas por cada metal en la serie. Los aceros inoxidables en estado pasivo figuran en la serie justo a continuación de la plata, del grafito y del oro. Así pues, en una solución oxidante, los aceros inoxidables pasivos suelen constituir el cátodo, mientras que serán los otros metales los que serán atacados. Cuando la solución es reductora, el acero inoxidable se vuelve activo y los metales tales como el cobre y el bronce constituirán el cátodo y acelerarán la corrosión del acero inoxidable. El acero y la fundición de hierro ocupan puestos inferiores en la serie galvánica que el que ocupa el acero inoxidable activo por lo que éste será atacado si se forma una célula entre ellos y

el acero inoxidable, lo mismo si están sumergidos en una solución oxidante que en una reductora. c) Polarización: Este efecto es el que se produce sobre los electrodos de una celda galvánica por el depósito sobre los mismos de los gases liberados por la corriente. La evolución de los iones de hidrógeno puede cambiar de pasiva en activa la superficie del acero inoxidable, acelerando así la corrosión del ánodo. d) Areas relativas del cátodo y ánodo: el área relativa de las superficies ejerce un efecto pronunciado sobre el daño producido por la acción galvánica. Un pequeño ánodo con un cátodo grande produce una corriente de elevada densidad y acelera la corrosión en el ánodo. Deberán evitarse las pequeñas áreas del metal menos noble. No se utilizarán piezas de sujeción de aluminio para el acero inoxidable. En cambio, el empleo de piezas de sujeción de acero inoxidable para aluminio da resultados satisfactorios. e) Relación geométrica entre superficies de distintos metales: Un borde o una esquina del metal menos noble no deberá estar en contacto con el centro de un área de gran superficie del metal que ha de constituir el cátodo si llega a formarse una celda galvánica.

•

Corrosión por escamas

En las varillas de bombeo se debe impedir la formación de escamas, tales como las de sulfato de bario, carbonato de calcio, sulfato de calcio, carbonato de hierro, óxido de hierro (herrumbre), sulfuro de hierro y sulfato de estroncio. Aunque las escamas en una varilla de bombeo retarda la tasa de penetración de la corrosión, también reduce la eficacia de los inhibidores químicos. La corrosión localizada severa en forma de picadura sobreviene en todo momento en que la escama se ve agrietada por un movimiento de flexión o es removida por abrasión.

•

Corrosión intergranular

Un tratamiento térmico inadecuado del acero inoxidable puede producir una retícula de carburos en los aceros con más del 0,03 por ciento de carbono, o sin adición de titanio o de columbio. El metal que contenga tal retícula es susceptible de corrosión intergranular que podrá ser causa de fracaso en condiciones muy corrosivas y reducir la duración útil en muchos servicios relativamente ligeros. Los procedimientos normales de soldadura introducen en el metal la susceptibilidad a la precipitación de los carburos. Que el acero sea susceptible de corrosión intergranular no significa necesariamente que será atacado por ella. En servicio, el resultado puede ser satisfactorio. Pero la posibilidad de corrosión intergranular deberá ser tenida en cuenta siempre que no quede excluida según la experiencia previa. La precipitación de carburos puede ser eliminada por uno de los tres procedimientos indicados a continuación: a) Por recocido: una vez terminadas las operaciones de elaboración y de soldadura,

el

acero

deberá

ser

calentado

hasta

una

temperatura

lo

suficientemente alta para disolver los carburos, lo que es generalmente entre 1036 ºC y 1150 ºC, para enfriarlo luego con la rapidez suficiente para evitar que se vuelva a precipitar el carburo y utilizando para ello un chorro de aire o agua. Un tratamiento térmico localizado en la zona inmediatamente adyacente a la soldadura no da resultados satisfactorios. Para un recocido efectivo, toda la pieza deberá ser calentada y apropiadamente enfriada con rapidez. b) Utilizando acero que contenga menos de 0,03 % de carbono. c) Utilizando un acero estabilizado: el titanio o el columbio se combinan con el carbono y evitan las precipitaciones perjudiciales. Los aceros estabilizados son necesarios para todo servicio que implique prolongadas exposiciones a las temperaturas entre 426º C y 871 ºC.

El peligro inherente a la precipitación de carburo de cromo ha llegado a ser tan bien conocido y tan fácilmente evitado que ocurren pocos fracasos debidos a esta causa. •

Corrosión por crevice

Es una corrosión que ocurre en espacios a los que se limita el acceso de fluido de trabajo por el medio ambiente.

Estos espacios se denominan generalmente

grietas. Ejemplos de las grietas son las lagunas y las zonas de contacto entre las partes, en virtud de las juntas o sellos, dentro de las grietas y juntas, los espacios llenos de depósitos y en las pilas de lodos.

•

Corrosión bajo tensión

La corrosión bajo tensión (CBT) es un mecanismo de rotura progresivo de los metales que se crea por la combinación de un medio ambiente corrosivo y de una tensión de tracción mantenida. El fallo estructural debido a la CBT es muchas veces, imprevisible y aparece tanto tras pocas horas como tras meses o años de servicios satisfactorios. Se encuentra, frecuentemente, en ausencia de cualquier otro tipo de ataque corrosivo. Virtualmente, todas las aleaciones son sensibles a la CBT en un medio ambiente específico y con un conjunto de condiciones.

c) Análisis de fallas. Los análisis de muestras realizados en laboratorios especializados posibilitan evaluar y encontrar la causa de una falla. El resultado permite corroborar la presencia de los agentes agresivos determinados en el monitoreo de campo, a la vez que ayudan a diferenciar la causa de la falla del mecanismo por la Cual esta se produce. Los análisis que generalmente se realizan son:  Microscopía Óptica.

 Microscopía Electrónica.  Difracción por Rayos X.  Propiedades Mecánicas (tracción, dureza, Charpy, dimensional).  Observación por Microscopía Óptica.

 Observación por Microscopía Electrónica.  Observación por Difracción por Rayos X.  Análisis de Propiedades Mecánicas.

Luego de la obtención de los datos de campo y del aporte proveniente de los análisis de falla, se puede realizar el diagnóstico del problema. Para esto puede utilizarse una metodología de trabajo que tiene en cuenta tanto el uso de herramientas informáticas como la opinión de las personas integrantes del grupo de trabajo. El proceso de selección de materiales para sistemas que actúan en la Industria del Petróleo y el gas ofrece el desafío de tener que satisfacer requerimientos técnicos y económicos en aplicaciones que implican sistemas de cargas complejos y ambientes agresivos, a lo que hay que agregar requerimientos del tipo ambiental que también le imponen condiciones al diseñador. El proceso de selección va a estar gobernado por cuatro aspectos técnicos que son: a) Seguridad (fallas catastróficas) b) Características del ambiente al que se exponen los materiales c) Propiedades de los materiales d) Vida útil requerida en función de la aplicación. Estos factores técnicos se conjugan muy estrechamente con el factor económico. Como objetivo final de este proceso, el material que se haya escogido deberá poder satisfacer los Requerimientos Estructurales y la Resistencia a la Corrosión. El diseñador tiene entonces varias alternativas, como incrementar el espesor,

incrementar la resistencia, utilizar aceros especiales, utilizar recubrimientos, utilizar inhibidores o alterar el medio ambiente.

d) Prevención y reparación de daños Prevención: Algunas medidas utilizadas industrialmente para combatir la corrosión son: • uso de materiales de gran pureza • presencia de elementos de adición de aleaciones (ej. Aceros inoxidables) • tratamientos térmicos especiales para homogeneizar soluciones sólidas, como el alivio de tensiones • inhibidores que se adicionan a soluciones corrosivas para disminuir sus efectos • recubrimiento superficial: pinturas, capaz de óxido, recubrimientos metálicos • protección catódica La protección contra la corrosión no sólo deberá evitar posibles corrosiones (presencia de pares galvánicos, medios agresivos específicos, etc.) que habrá que analizar durante la fase de proyecto, sino que deberá reducir también las velocidades de corrosión. Para proteger el acero contra la corrosión habrá que recubrirlo con una capa protectora, que puede ser de distintos materiales. Se deberá cumplir:

Preparación de la base: para asegurar la no existencia de polvo, hollín y óxido se ha de realizar una correcta limpieza de la estructura de acero antes de aplicar el material de recubrimiento: a. Eliminar la cascarilla y óxido por medios manuales, mecánicos, neumáticos o térmicos de manera que se asegure la limpieza sin daño de los elementos estructurales. b. Eliminar, mediante cepillado, los restos de la operación anterior. c. La limpieza se considera asegurada, en condiciones normales, con el transcurso de doce horas a partir de su realización. Materiales de recubrimiento. Los revestimientos más corrientes son:  PINTURA. Mano de imprimación a base de minio de plomo, terminado con una

o dos capas de esmalte, dependiendo del grado de exposición de la estructura. El fabricante de las pinturas para recubrimiento debe garantizar sus propiedades antióxidas. Se podrán emplear aditivos para mejorar la trabajabilidad o la velocidad de secado debiendo el fabricante asegurar que no se modifican las propiedades del recubrimiento.  REVESTIMIENTO DE CEMENTO. Para elementos constructivos que van a

quedar ocultos; se aplican varias capas de cemento Portland que va a preservar el hierro a la vez que, por proceso químico, es capaz de absorber las capas delgadas de oxidación que se hubieran formado en un principio.  METALIZACIÓN. Se emplea, principalmente, en elementos no estructurales.

El material más empleado es el zinc, recibiendo el producto terminado el nombre de hierro galvanizado (chapas para cubiertas, tubos, alambres y algunos perfiles). El plomo forma un revestimiento eficaz contra los ácidos, y el estaño se emplea en chapas delgadas de hierro (hojalata).

3. EFICIENCIA DE INHIBIDORES DE CORROSIÓN POR CO2 EN FUNCIÓN DE

LA MICROESTRUCTURA DEL ACERO

En este trabajo se busca establecer la influencia de la micro estructura del acero al carbono J55 en las características de medios con alta concentración de cloruros saturados con CO2 en ausencia de oxígeno y su relación con la eficiencia de inhibidores orgánicos. Se usó acero de tubería de dos micro estructuras diferentes; uno con micro estructura ferrítico-perlítica (F-P) y el otro con micro estructura martesítica revenida a alta temperatura (MR). Esto se realizó mediante tratamientos térmicos: En la muestra H, austenizado a 890ºC y enfriado en horno (recocido). Muestra T, austenizado a 890ºC, enfriado en agua y revenido a 700ºC por una hora. Se empleó una solución de NaCl 5%p/p, a pH=6, saturada con CO2 a 40ºC, presión atmosférica y se mantuvo la concentración de oxígeno debajo de 40ppb. Se usaron los siguientes tres inhibidores: N(3-aminopropil)imidazol (API) y dos productos comerciales de base imidazolina(C1 y C2). La duración de los experimentos fue de 96 horas. Para la evaluación del comportamiento de las muestras con y sin inhibidor se usaron técnicas in-situ (impedancia electroquímica, resistencia a la polarización lineal) y ex-situ (SEM, XPS). Las mediciones electroquímicas y de potenciales de corrosión se realizaron cada 24 horas. Los resultados de los ensayos electroquímicos muestran que el efecto de los inhibidores es influenciado por la micro estructura del material. Se observa que el API tiene un leve efecto protector en la muestra F-P pero aumenta la velocidad de corrosión en la MR. Sin embargo se obtienen mejores resultados con los otros inhibidores: el inhibidor C1 funciona mejor sobre la muestra F-P, mientras que lo opuesto ocurre en el caso del C2. Los diagramas de impedancia y los potenciales de corrosión indican

que los inhibidores comerciales podrían tener un mecanismo de acción diferente. Observándose la formación de una película superficial en el caso del C2. Lo anterior muestra la importancia del grupo R en los compuestos imidazólicos sobre su comportamiento como inhibidores de corrosión. Los estudios de XPS y SEM permiten establecer una correlación entre los ensayos electroquímicos y las características de las capas de productos de corrosión.

Principales conclusiones •

La utilización en conjunto de técnicas electroquímicas y de análisis de superficie permite obtener una visión más completa de la problemática abarcada y, a partir de esto, postular mecanismos de acción que ponen en evidencia la influencia de las variables intervinientes en cada caso estudiado.

•

Sin el agregado del inhibidor. Las muestras templadas y revenidas presentan una resistencia a la corrosión mayor que las muestras recocidas. Así mismo, la microestructura del acero influye en el desempeño de los compuestos empleados como inhibidores de corrosión.

•

Cuando se emplean los inhibidores API y C1, las muestras reconocidas presentan una mejor eficiencia frente a las muestras templadas y revenidas. En estos casos no se forma una película protectora aislante y el proceso de corrosión progresa en el tiempo.

•

Cuando se emplea el inhibidor C2 se forma una película protectora aislante que disminuye radicalmente el proceso de corrosión, y el desempeño para ambas condiciones microestructurales es notablemente es notablemente superior.

TUBERÍA DE PRODUCCIÓN EN FIBRA DE VIDRIO La tubería de línea para producción de petróleo y gas se manufactura en tamaños que oscilan entre 1-1/2” hasta 24” (40 a 600 mm) de diámetro y manejan presiones desde los 225 psi (1,6 MPa) hasta 4.000 psi (27,6 MPa), dependiendo del tamaño y la temperatura llega hasta 200º F (93,3º C). Estos productos se utilizan para transportar materiales altamente corrosivos desde la estación central de recolección del campo petrolero hasta los pozos de inyección. Adicionalmente, la tubería de línea se utiliza también en líneas de flujo de gas y petróleo de baja y mediana presión donde se encuentran fluidos corrosivos. La tubería de línea en fibra de vidrio tiene una tasa de esfuerzo de tensión (LCL) de 20 años de hasta 23.270 psi (160,5 MPa) a 150º F (65,6º C) conforme con ASTM D-2992 Procedimiento B. Mientras que el sistema de resina epóxica contribuye con la resistencia química y de temperatura, el refuerzo con fibras de vidrio le otorga las mayores características como portador de cargas. Aplicaciones  Líneas de Flujo ó inyección  Líneas de Transferencia ó de Desechos  Tuberías para Baterías de Tanque  Líneas de Agua Contra Incendio  Petróleo  Producción de Gas Natural  CO2 de Alta Presión e Inyección de Agua Salada  Petróleo Crudo, Agua Salada, H2S,  Químicos Suaves: Sales, solventes, soluciones con pH 2-13 Beneficios

 Control de Corrosión: resiste la corrosión causada por el CO2, H2S y el

agua salada. No requiere de ningún revestimiento protector.  Costo Reducido en la Instalación de la tubería de Línea: ligera y fácil de

manejar. Requiere menos personal y herramientas durante la instalación.  Capacidad de Flujo Mejorada: Una superficie interna de tubo más lisa

incrementa la eficiencia y resiste la acumulación de incrustaciones / parafinas. El tubing es ofrecido en diámetros desde 1½” hasta 4½” (38 mm – 115 mm) con rango de presión desde 1000 a 4000 psi (6,9 a 27,6 MPa) con longitudes de 30 pies (9,1 m). Los productos para pozo son utilizados en una variedad de aplicaciones altamente corrosivas con profundidades de 10.000 pies (3.038 m). Los tubing y casing son utilizados primordialmente en pozos de inyección de agua salada, donde los fluidos de inyección son corrosivos, en pozos de observación para el monitoreo de formaciones donde el acero puede interferir con el equipo de monitoreo, y en pozos de producción donde los productos de acero se oxidan fácilmente. Figura 2. Sistemas en fibra de vidrio

Fuente. w w w . f i b e r g l a s s s y s t e m s . c o m

CONCLUSIONES

•

El hecho de conocer los tipos de fallas que atacan a la tubería de producción reduce la posibilidad de que se presente daños irreversibles ya sea de tipo vital, ambiental, de seguridad o inversión económica durante la operación.

•

El análisis de fallas involucra muchas disciplinas que trabajan conjuntamente para implementar nuevos procedimientos con el fin de retardar procesos que causan las fallas en las tuberías.

•

El proceso de corrosión debe ser visto como un hecho que pone en evidencia el proceso natural de que los metales vuelven a su condición primitiva y que ello conlleva al deterioro del mismo. No obstante es este proceso el que provoca la investigación y el planteamiento de fórmulas que permitan alargar la vida útil de los materiales sometidos a este proceso.

•

En el trabajo se confirma que la lucha y control de la corrosión es un arte dentro del mantenimiento y que esta área es bastante amplia, dado el sinnúmero

de

condiciones

a

los

cuales

se

encuentran

sometidos

los metales que forman equipos y herramientas.

•

Los principales criterios, al momento de seleccionar materiales para la fabricación de tubería, deben tener en cuenta la Seguridad (fallas catastróficas), las características del ambiente al que se exponen los

materiales, las propiedades de los materiales, la vida útil requerida en función de la aplicación y el factor económico.

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