Tubería de conducción API5L para servicio Agrio (Parte I)

Al escuchar la palabra "Agrio", enseguida lo relacionamos con algo que es ácido o amargo al gusto. En el lenguaje petrolero, esta percepción no dista mucho de la realidad.

Uno de los principales factores a considerar, a la hora de requerir un producto tubular para servicio agrio, es el tipo de fluido transportado. Cuando estos fluidos son muy ácidos, los ductos por donde circulan, deben ser resistentes a los efectos corrosivos, que los mismos generan durante su recorrido, en la superficie metálica expuesta.

Por naturaleza los hidrocarburos, contienen elementos contaminantes como el S (Azufre), que al combinarse con el hidrógeno, forman ácidos, que generan un ambiente altamente corrosivo.

Generalmente los hidrocarburos o crudos de petroleo contienen entre 0.03% y 5% de Azufre. Aquellos crudos con un % de Azufre mayor a 0.3% son considerados agrios o ácidos, y los que tienen un porcentaje inferior son llamados crudos dulces. Pero estos últimos son los más difíciles de encontrar, y por ello tienden a ser más cotizados. Fuente

Cuando el Azufre se combina con el Hidrógeno en un ambiente acuoso, forma ácido sulfhídrico H2S, tambien conocido como sulfuro de hidrógeno.

Acido sulfhídrico. Fuente: Imagen GIF de mi autoria

De acuerdo a la Norma NACE MR0175, si la presión parcial de H2S en el fluido transportado, es igual o mayor a 300 Pa o 0.0003 MPa abs (0.05 psia), el tubo debe tener propiedades anticorrosivas.

Los tipos de corrosión en tubos de acero de conducción, se manifiestan en distintas formas, dependiendo de factores del entorno, como el nivel de agresividad corrosiva del fluido transportado, de la temperatura de exposición, de los esfuerzos aplicados, y factores intrinsecos del tubo, como las propiedades químicas, mecánicas y superficiales.

Cuando un tubo cede a los efectos corrosivos, por algún tipo de defectuosidad o sobreexigencia del entorno, se pueden generar grietas o ampollamientos, que traen como consecuencia accidentes, en muchos casos de gravedad.

Los principales mecanismos de corrosión en servicio agrio, asociados a la exposición de H2S, son:

HIC (Agrietamiento inducido por hidrógeno)

La Norma Internacional NACE MR0175 describe este mecanismo como el agrietamiento planar que ocurre en aceros al carbono o de baja aleación, cuando el hidrógeno difunde a través del acero, formando hidrógeno molecular, el cual queda contenido en las discontinuidades presentes.

Este tipo de mecanismos, esta asociado a la presurización que ejerce el hidrógeno molecular atrapado en las discontinuidades lineares del espesor de pared del tubo, asociado a altas densidades de inclusiones laminares o bandeo microestructural presentes en el acero laminado, por concentración de impurezas o elementos de aleación segregados.

Para el agrietamiento inducido por hidrógeno no es necesaria la aplicación de esfuerzos de tensión.

Mecanismo de agrietamiento inducido por Hidrogeno. Fuente: Imagen GIF de mi autoria

Grieta inducida por hidrogeno en probeta de tubo API Sin costura Grado API X42, evaluada por ensayo HIC a 100X. Fuente imagen de mi autoria.

SWC (Agrietamiento gradual)

Este tipo de mecanismo es una variedad del HIC. Donde el agrietamiento se produce de manera gradual, por la interconección de grietas en planos adyacentes generadas por el hidrógeno inducido.

SSC (Agrietamiento por tensión de sulfuro)

Agrietamiento que ocurre en el acero cuando el mismo es expuesto la acción combinada de un ambiente corrosivo y esfuerzos de tensión (Residual o inducido), en presencia de agua y H2S.

Pero ¿Como garantizamos las propiedades anticorrosivas en un tubo?

Para conocer esta respuesta, sígueme en mi próximo articulo.....