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

A pesar de su resistencia inherente a la corrosión, la tubería de acero inoxidable instalada en un entorno marino sufre 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 al especificar materiales de tubería más robustos que ofrezcan una mejor resistencia a la corrosión. Posteriormente, deben permanecer atentos en sus inspecciones de las líneas de inyección de productos químicos, hidráulicas y de impulso, así como la instrumentación del proceso y los equipos de detección, para asegurarse de que la corrosión no amenace la integridad de la tubería instalada ni afecte la seguridad.

La corrosión localizada se puede encontrar en la tubería en muchas plataformas, barcos, embarcaciones e instalaciones en alta mar. Tal corrosión puede ser en forma de corrosión por picaduras o grietas, cualquiera de las cuales podría corroer la pared de la tubería 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 de óxido pasiva exterior protectora de la tubería, fomentando la formación de picaduras.

Desafortunadamente, la corrosión localizada por picaduras y grietas 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 la plataforma deben ejercer 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 usar una medida de resistencia a la corrosión localizada muy simple, pero altamente efectiva, conocida como Número Equivalente de Resistencia a las Picaduras (PREN) para hacer 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 tubería 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 la superficie de un metal. Tanto la corrosión por picaduras como por grietas comienzan a formarse en la tubería de acero inoxidable 316 cuando la película exterior de óxido pasiva 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 cloruro, 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 en una pieza de tubería, la corrosión por picaduras puede afianzarse, formando pequeñas cavidades o hoyos en la superficie de la tubería. Tales picaduras probablemente crecerán a medida que se produzcan reacciones electroquímicas, lo que hará que el hierro del metal se disuelva en una solución dentro del fondo de la pica. El hierro disuelto luego se difundirá hacia la parte superior del hoyo y se oxidará para crear óxido de hierro u óxido. A medida que se profundiza una fosa, la reacción electroquímica se acelera, lo que aumenta la corrosión y puede conducir a 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, lo que permite que se forme y se acelere la corrosión por picaduras. Lo mismo es cierto para la contaminación por el simple manejo de la tubería. Además, los cristales de sal húmedos que se forman en los tubos cuando las gotas de agua salada se evaporan 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—La tubería de acero inoxidable 316/316L contaminada con ácidos, agua salada y otros depósitos es altamente susceptible de 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 representa 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 por abrazaderas o tramos de tubería instalados uno al lado del otro. Cuando el agua salada se mete en las grietas, se puede formar una solución de cloruro férrico acidificado (FeCl3) químicamente agresiva en esta área con el tiempo y causar una corrosión acelerada en las grietas (Fig. 2). Debido a que la grieta en sí misma aumenta el riesgo de corrosión, la corrosión por 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 los soportes de la tubería (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 tubería y una abrazadera de soporte de tubo, la corrosión por grietas típicamente emulará la corrosión por picaduras al principio. Sin embargo, los hoyos inicialmente poco profundos se harán más grandes y más profundos hasta que cubran toda la grieta debido a un aumento en la concentración de Fe++ en el fluido dentro de la grieta. Eventualmente, la corrosión en grietas puede perforar la tubería.

Las grietas estrechas presentan el mayor riesgo de que ocurra corrosión. Por lo tanto, las abrazaderas de tubería que envuelven gran parte de la circunferencia de la tubería tienden a presentar un mayor riesgo que las abrazaderas de estilo abierto que permiten una superficie de contacto mínima entre la tubería y la abrazadera. Los técnicos de mantenimiento pueden ayudar a reducir la probabilidad de que la corrosión en grietas provoque daños o fallas al abrir las abrazaderas con regularidad e inspeccionar las superficies de los tubos en busca de corrosión.

Tanto la corrosión por picaduras como por grietas se previenen mejor seleccionando las aleaciones metálicas adecuadas para la aplicación. Los especificadores deben ejercer la diligencia debida para elegir el material de tubería óptimo para minimizar el riesgo de corrosión en función del entorno operativo, las condiciones del proceso y otras variables.

Para ayudar a los especificadores a optimizar las selecciones 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 los elementos anticorrosivos cromo, molibdeno y nitrógeno en la aleación. La relación PREN se basa en la temperatura crítica de picadura (CPT), la temperatura mínima a la que se observa corrosión por picadura, de varios aceros inoxidables en relación con su composición química. En esencia, PREN es proporcional a CPT. Por lo tanto, los valores más altos de PREN indican una mayor resistencia a la corrosión por picaduras. Cuando se comparan las aleaciones, un pequeño aumento en PREN equivale a solo un pequeño aumento en CPT, mientras que un gran aumento en PREN indica una mejora de rendimiento más sustancial a un CPT significativamente más alto.

La Tabla 1 proporciona una comparación de los valores de 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 al seleccionar una aleación de tubería de grado superior. Al pasar del acero inoxidable 316 al 317, el PREN aumenta solo una pequeña cantidad. Para lograr un aumento significativo del rendimiento, lo ideal sería utilizar acero inoxidable súper austenítico de 6 molibdenos o acero inoxidable súper dúplex 2507.

Aleación

A NOSOTROS#

% Ni típico

%Cr típico

% Mo 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. Independientemente, a menudo es beneficioso especificar aceros inoxidables con concentraciones más altas 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 duros de 1/8. 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 de ASTM para acero inoxidable 316/316L es del 10 %.

La corrosión localizada puede ocurrir en cualquier parte de una tubería utilizada en un entorno marino. Sin embargo, es más probable que se forme corrosión por picaduras en áreas que han sido contaminadas, y es más probable que ocurra corrosión por grietas en áreas que presentan espacios estrechos entre la tubería y el hardware de montaje. Usando 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 debe considerar seriamente la tubería de acero inoxidable súper austenítico de 6 molibdenos 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, enjuagándola periódicamente con agua dulce para reducir el riesgo de corrosión por picaduras. También deben hacer que los técnicos de mantenimiento abran las abrazaderas de la tubería durante las inspecciones de rutina para detectar la presencia de corrosión en 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, al mismo tiempo que disminuyen la posibilidad de perder productos o liberar emisiones fugitivas.

Brad Bollinger es gerente de mercado, petróleo y gas, en Swagelok Co. Puede comunicarse con él en [email protected].