Cómo optimizar las selecciones de materiales de tubería utilizando el valor PREN

A pesar de su resistencia inherente a la corrosión, los tubos de acero inoxidable instalados en un entorno marino sufren diferentes tipos de corrosión a lo largo de su vida útil prevista. Dicha corrosión puede provocar emisiones fugitivas, pérdida de producto y riesgos potenciales. Los propietarios y operadores de plataformas marinas pueden reducir los riesgos de corrosión desde el principio especificando materiales de tubería más robustos que ofrezcan una mejor resistencia a la corrosión. Posteriormente, deben permanecer atentos en sus inspecciones de líneas de impulso, hidráulicas y de inyección de químicos, así como de instrumentación de proceso y equipos de detección, para garantizar que la corrosión no amenace la integridad de las tuberías instaladas ni afecte la seguridad.

La corrosión localizada se puede encontrar en las tuberías de muchas plataformas, barcos, embarcaciones e instalaciones costa afuera. Dicha corrosión puede presentarse en forma de corrosión por picaduras o grietas, cualquiera de las cuales podría atravesar la pared del tubo y provocar una liberación de fluidos.

El riesgo de corrosión es mayor cuando las temperaturas de funcionamiento de la aplicación son elevadas. El calor puede acelerar la descomposición de la película protectora pasiva externa de óxido del tubo, fomentando la formación de picaduras.

Desafortunadamente, la corrosión por picaduras y grietas localizadas puede ser difícil de detectar, lo que hace que estos tipos de corrosión sean más difíciles de identificar, predecir y diseñar. A la luz de estos riesgos, los propietarios, operadores y especificadores de plataformas deben actuar con la debida diligencia al seleccionar el material de tubería óptimo para su aplicación. La selección de materiales es su primera línea de defensa contra la corrosión, por lo que es importante hacerlo bien. Afortunadamente, pueden utilizar una medida de resistencia a la corrosión localizada muy sencilla, aunque muy eficaz, conocida como número equivalente de resistencia a las picaduras (PREN, por sus siglas en inglés) para realizar sus selecciones. Cuanto mayor sea el valor PREN del metal, mayor será su resistencia a la corrosión localizada.

Este artículo revisará cómo reconocer la corrosión por picaduras y grietas, así como también cómo optimizar las selecciones de materiales de tuberías para aplicaciones marinas de petróleo y gas en función del valor PREN del material.

La corrosión localizada aparece en áreas pequeñas en comparación con la corrosión general, que es más uniforme en toda la superficie del metal. Tanto la corrosión por picaduras como por grietas comienzan a formarse en los tubos de acero inoxidable 316 cuando la película exterior de óxido pasivo rica en cromo del metal se rompe debido a la exposición a fluidos corrosivos, incluida el agua salada. Los entornos marinos terrestres y marinos ricos en cloruros, así como las temperaturas elevadas e incluso la contaminación en la superficie de la tubería, aumentan la probabilidad de que esta película pasiva se deteriore.

Corrosión por picadura. Cuando se rompe la película pasiva de un trozo de tubo, la corrosión por picaduras puede afianzarse y formar pequeñas cavidades o hoyos en la superficie del tubo. Es probable que estos hoyos crezcan a medida que se producen reacciones electroquímicas, lo que hace que el hierro del metal se disuelva en una solución en el fondo del hoyo. El hierro disuelto luego se difundirá hacia la parte superior del pozo y se oxidará para crear óxido de hierro u óxido. A medida que una fosa se profundiza, la reacción electroquímica se acelera, aumentando la corrosión y potencialmente provocando que las paredes de la tubería se perforen y provoquen fugas.

La tubería es más susceptible a la corrosión por picaduras cuando su superficie exterior está contaminada (Fig. 1). Por ejemplo, la contaminación de las operaciones de soldadura y esmerilado puede interrumpir la capa pasiva de óxido de la tubería, permitiendo que se forme y acelere la corrosión por picaduras. Lo mismo ocurre con la contaminación por la simple manipulación del tubo. Además, los cristales de sal húmedos que se forman en los tubos cuando se evaporan las gotas de agua salada tienen el mismo efecto sobre la capa protectora de óxido y pueden provocar corrosión por picaduras. Para protegerse contra este tipo de contaminación, mantenga los tubos limpios enjuagándolos periódicamente con agua dulce.

Fig. 1—Las tuberías de acero inoxidable 316/316L contaminadas por ácidos, agua salada y otros depósitos son altamente susceptibles a formar corrosión por picaduras.

Corrosión por grietas. En la mayoría de los casos, los operadores pueden reconocer fácilmente la corrosión por picaduras. Sin embargo, la corrosión en grietas no es fácilmente detectable, lo que plantea un mayor riesgo para las operaciones y el personal. Se encuentra comúnmente en tuberías que tienen espacios reducidos entre los materiales circundantes, como tuberías sujetas en su lugar mediante abrazaderas o tramos de tubería instalados uno al lado del otro. Cuando el agua salada penetra en las grietas, con el tiempo se puede formar en esta área una solución de cloruro férrico acidificado (FeCl3) químicamente agresiva y provocar una corrosión acelerada de las grietas (Fig. 2). Debido a que la grieta en sí misma aumenta el riesgo de corrosión, la corrosión en grietas puede ocurrir a temperaturas mucho más bajas que la corrosión por picaduras.

Fig. 2: Es probable que se forme corrosión en grietas entre la tubería y sus soportes (arriba), así como cuando la tubería se instala cerca de otras superficies (abajo), debido a la formación de una solución de cloruro férrico acidificado químicamente agresiva en la grieta.

En la grieta formada entre un trozo de tubo y una abrazadera de soporte de tubo, la corrosión de la grieta típicamente emulará la corrosión por picaduras al principio. Sin embargo, las fosas inicialmente poco profundas se harán más grandes y más profundas hasta cubrir toda la grieta debido a un aumento en la concentración de Fe++ en el fluido dentro de la grieta. Con el tiempo, la corrosión de las grietas puede perforar el tubo.

Las grietas estrechas representan el mayor riesgo de que se produzca corrosión. Por lo tanto, las abrazaderas de tubo que envuelven gran parte de la circunferencia del tubo tienden a representar un mayor riesgo que las abrazaderas de estilo más abierto que permiten una superficie de contacto mínima entre el tubo y la abrazadera. Los técnicos de mantenimiento pueden ayudar a reducir la probabilidad de corrosión en grietas que provoque daños o fallas abriendo regularmente las abrazaderas e inspeccionando las superficies de las tuberías en busca de corrosión.

La mejor manera de prevenir tanto la corrosión por picaduras como por grietas es seleccionar las aleaciones metálicas adecuadas para la aplicación. Los especificadores deben actuar con la debida diligencia para elegir el material de tubería óptimo para minimizar el riesgo de corrosión según el entorno operativo, 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 PREN se puede calcular en función de la composición química de la aleación, incluido su contenido de cromo (Cr), molibdeno (Mo) y nitrógeno (N), de la siguiente manera:

PREN = %Cr + 3,3x%Mo + 16x%N

El PREN aumenta con niveles más altos de elementos anticorrosivos cromo, molibdeno y nitrógeno en la aleación. La relación PREN se basa en la temperatura crítica de picaduras (CPT), la temperatura mínima a la que se observa corrosión por picaduras, de varios aceros inoxidables en relación con su composición química. En esencia, PREN es proporcional a CPT. Por lo tanto, valores más altos de PREN indican una mayor resistencia a la corrosión por picaduras. Al comparar aleaciones, un pequeño aumento en PREN equivale sólo a un pequeño aumento en CPT, mientras que un gran aumento en PREN indica una mejora más sustancial del rendimiento a un CPT significativamente mayor.

La Tabla 1 proporciona una comparación de los valores PREN para varias aleaciones típicamente especificadas para aplicaciones marinas de petróleo y gas. Demuestra cuán significativamente los especificadores pueden mejorar la resistencia a la corrosión seleccionando una aleación de tubería de mayor calidad. Al pasar del acero inoxidable 316 al 317, el PREN aumenta sólo una pequeña cantidad. Para lograr un aumento significativo del rendimiento, lo ideal sería utilizar acero inoxidable súper austenítico de 6 molibdeno o acero inoxidable súper dúplex 2507.

Aleación

A NOSOTROS#

%Ni típico

%Cr típico

% mes típico

%N típico

MADERA

316/316L

S31600/S31603

16.5

2.05

0,03

23.7

316/316L

S31600/S31603

12.7

17,5

2.55

0,03

26.4

317

S31700

3.1

0,03

29,7

904L

N08904

4.5

0,03

35.3

254

S31254

6.05

0,20

43.2

6HN

N08367

6.05

0,20

43.2

2507

S32750

4.0

0,28

42,7

Tabla 1—Valores PREN para diferentes aleaciones.

Las concentraciones más altas de níquel (Ni) en los aceros inoxidables también mejoran la resistencia a la corrosión. Sin embargo, el contenido de níquel del acero inoxidable no forma parte de la ecuación PREN. De todos modos, suele ser beneficioso especificar aceros inoxidables con mayores concentraciones de níquel, ya que el elemento facilita la repasivación de superficies que muestran signos de corrosión localizada. El níquel estabiliza la austenita contra la formación de martensita durante el doblado de tubos o el estirado en frío de tubos de 1/8 de dureza. La martensita es una fase cristalina indeseable dentro del metal que reduce la resistencia de los aceros inoxidables a la corrosión localizada, así como al agrietamiento por tensión inducido por cloruro. También es deseable un mayor contenido de níquel de al menos 12% en 316/316L para aplicaciones que involucran hidrógeno gaseoso a alta presión. La concentración mínima de níquel requerida en las especificaciones estándar ASTM para acero inoxidable 316/316L es del 10%.

La corrosión localizada puede ocurrir en cualquier parte de un tubo utilizado en un ambiente marino. Sin embargo, es más probable que se forme corrosión por picaduras en áreas que han sido contaminadas, y es más probable que se produzca corrosión por grietas en áreas con espacios estrechos entre la tubería y los accesorios de montaje. Utilizando el PREN como base, los especificadores pueden seleccionar la aleación de tubería óptima para minimizar el riesgo de cualquier tipo de corrosión localizada.

Sin embargo, recuerde que existen otras variables que afectan el riesgo de corrosión. Por ejemplo, la temperatura afecta la resistencia a la corrosión por picaduras de los aceros inoxidables. Para climas marinos cálidos, se deben considerar seriamente los tubos de acero inoxidable súper austenítico de 6 molibdeno o súper dúplex 2507, ya que estos materiales ofrecen una excelente resistencia a la corrosión localizada y al agrietamiento por tensión de cloruro. Para climas más fríos, la tubería 316/316L puede ser adecuada, especialmente si se ha establecido un historial de uso exitoso.

Los propietarios y operadores de plataformas marinas también pueden tomar medidas para minimizar los riesgos de corrosión después de instalar la tubería. Deben mantener la tubería limpia y enjuagarla periódicamente con agua dulce para reducir el riesgo de corrosión por picaduras. También deben hacer que los técnicos de mantenimiento abran las abrazaderas de los tubos durante las inspecciones de rutina para buscar la presencia de corrosión en las grietas.

Siguiendo los pasos anteriores, los propietarios y operadores de plataformas pueden reducir el riesgo de corrosión de las tuberías y las fugas asociadas en entornos marinos, mejorando la seguridad y la eficiencia, y al mismo tiempo disminuyendo la posibilidad de perder producto o liberar emisiones fugitivas.

Brad Bollinger es director de mercado de petróleo y gas en Swagelok Co. Puede contactar con él en [email protected].