evaluación de la corrosión interna

8/16/2019 Evaluación de La Corrosión Interna

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AGRIETAMIENTO BAJO ESFUERZOS SCC .

El agrietamiento bajo esfuerzos es una forma de fractura dinámica que ocurre por la interacGÍón

sinergística de un ambiente corrosivo un material susceptible y un esfuerzo suficientemente alto que

IQvocan la prop_agación de una grieta

Al igual que la fatiga, el SCC provoca la extensión de una

grieta hasta su tamaño critico, provocando una fractura.

El AIH es un fenómeno reportado principalmente en paredes de tuberías de acero expuestas a

medios amargos. Un medio amargo es un fluido que contiene ácido sulfhídrico, bióxido de carbono y

humedad4.

El mecanismo de AIH es el siguiente:

El hidrógeno atómico, resultante de la reacción de corrosión del acero, se difunde a través de éste y

se deposita como hidrógeno molecular en defectos, tales como grietas preexistentes, bandas de

microconstituyentes segregados o inclusiones no metálicas5. El hidrógeno es colectado en los sitios

de atrapamiento donde se lleva a cabo la reacción [H]abs [H]gas. La alta presión desarrollada por

esta reacción, origina una concentración de esfuerzos en el borde del sitio de atrapamiento,

debilitando su interfase y formando una cavidad llena de hidrógeno molecular. La cavidad entonces,

se comporta como una grieta interna en un medio elástico, por lo que cuando el factor de intensidad

de esfuerzos en modo I KI , en el borde de la cavidad excede la tenacidad a la fractura en el plano

de ésta, la grieta se extiende. Al extenderse la grieta su volumen se incrementa y la presión decrece;

pero como el flujo de hidrógeno es continuo, la presión en la cavidad se incrementa nuevamente,

elevando el KI por arriba de un valor crítico, lo cual provoca una nueva extensión de la grieta2,6. Por

lo anterior, no es necesario la aplicación de un esfuerzo externo para que este mecanismo ocurra.

El agrietamiento causado durante el daño por hidrógeno puede generalizarse ya sea como

agrietamiento inducido por hidrógeno HIC o como agrietamiento por sulfuros y esfuerzo SSC

El HIC se observa en aceros de baja y mediana resistencia 350 MPa a 1JPa e incluso cuando

estos se encuentran libres de esfuerzo sin carga aplicada , mientras que el SSC generalmente se

observa en aceros alta resistencia bajo algún tipo de esfuerzo pudiendo ser inclusive éste de origen

interno esfuerzos residuales .



Gas Amargo

Un gas amargo es cualquier hidrocarburo o mezcla de ellos que contenga ácido sulfhidrico H

2

S ,

agua H20 y bióxido de carbono C02 . Desde el punto de vista operativo el gas amargo queda

definido en función del contenido

mal y presión parcial del H

2

S, la severidad del medio depende

además de la presión de operación en la tubería.

I

I

I

I

I

I

I

I

I

Zona B Zona e Zona D

amargo ligero amargo I amargo fuerte

000f----- -~-....::;..----=-~- ---_ _--=-----__

Met_al_-.---_S_

o

U

ón

~

•

o

Electroli to

01

al

o

a

al

~ 001

O

U

Microcelda electroquímica

Corrosión por H

5

10r . ~ _

Zona A

dulce

000100035 01 01

Presión parcial de H

2

S atm

Los hidrocarburos amargos contienen gases ácidos disueltos tales como CO

2

y H

2

S, además de

altos niveles de cloruro, los cuales afectan principalmente el fondo o parte baja de los tubos que es

donde se presentan los más severos problemas de corrosión.

Cuando el acero se encuentra expuesto a un ambiente acuoso corrosivo desarrolla una capa

protectora de sulfuro de fierro sobre su superficie; sin embargo, si además se encuentra presente en

la solución el H

2

S a presiones parciales mayores a 0.1 psi, este se disocia en el agua formando un

ácido débil, que promueve la formación de la capa protectora de Kansita FeaSg , que sin embargo es

un sulfuro de hierro imperfecto o poroso que permite la difusión de los cationes de Fe hacia la

superficie y por ende la corrosión.



1. Evaluación de la corrosión interna

1.1 Determinación del mecanismo dominante de corrosión en sistemas quecontienen dióxido de carbono y acido sulfhídrico

La acción del ácido sulfhídrico (H2S) en el proceso de corrosión en un ambienteque contiene dióxido de carbono es compleja.

En la siguiente descripción se mencionan las concentraciones de loselementos relevantes dióxido de carbono (CO2) y acido sulfhídrico (H2S) quefrecuentemente se expresan en función de sus presiones parciales respectivas,donde:

Presión parcial (pCO2 o pH2S) = Fracc Mol(pCO2 ó pH2S) x PMPO

A niveles muy bajos de H2S (0.01 psia) el CO2 es el elemento de corrosióndominante y a temperaturas por arriba de 60˚C pueden formarse películas de

carbonato de hierro si el agua contiene suficiente bicarbonato, las cualesreducen la velocidad de corrosión. A estos niveles de concentración tan bajosel H2S no contribuye en el proceso de corrosión.

A niveles moderadamente altos de H2S (proporción de pCO2/pH2S > 200) unapelícula de sulfuro de hierro de mackinawita

1 se puede formar a temperaturas

por debajo de 120˚C. Esta película puede mitigar también el proceso de lacorrosión.

En sistemas dominados por H2S (proporción pCO2/pH2S < 200) el sulfuro dehierro tiende a formarse antes que el carbonato de hierro. A bajasconcentraciones y temperaturas, el sulfuro de hierro inicialmente es

mackinawita pero en cuanto la temperatura y concentración se incrementan, seforma más pirrotita

2 estable. Sin embargo, a temperaturas por debajo de los

60˚C y por encima de los 240˚C, la presencia de H2S acelera la corrosióndebido a que la película de sulfuro de hierro se vuelve porosa y pierde sucapacidad de protección. La mackinawita es la forma abundante de hierro noestequiométrico del FeS, en tanto que la pirrotita es la forma deficiente dehierro. Los minerales anteriores se designan como Fe1-s y Fe1-xS.

La relación entre los diferentes productos de la corrosión se muestra en laFigura 1-1.

1 Fierro, Niquel y Azufre

2 Tiene composición variable pero siempre son deficiencia de hierro (x = 0 a 0.2) » Fe1-xS



Figura 1-1 Relación entre los productos de la corrosión .

Así a bajos niveles de H2S pueden reducir la velocidad de corrosión peropueden originar picaduras por corrosión. Las picaduras continúan sucrecimiento a una velocidad determinada debido a la presión parcial de CO2 ypor lo tanto los modelos de CO2 todavía pueden aplicarse a bajos niveles deH2S. Cuando la concentración de H2S es mayor o igual que el valor de CO2 omayor que 1% mol,, la velocidad de corrosión no puede ser controlada por elCO2 y por lo tanto los modelos de CO2 pueden no ser apropiados.

A altos niveles de H2S, la principal preocupación sería el riesgo debido agrietas en el material. La norma NACE MR 0175 [i] da lineamientos de cómotratar el agrietamiento en los aceros que están bajo esfuerzos en un ambientecorrosivo ocasionado por sulfuro. Los aceros de las tuberías deben de cumplircon lo indicado en la norma anterior para concentraciones de pH2S superioresa 0.34kPa. Esto significa que los materiales deben de tener una durezaRockwell C menor que 22, equivalente a una resistencia de ~ 758 MPa. Lamayoría de las tuberías con material API 5L menor o igual que el grado X70cumplen con este requerimiento. También se debe tener en cuenta que lassoldaduras a tope (butt welds) probablemente son las más susceptibles.

A grandes concentraciones de H2S existe riesgo de grietas inducidas por elhidrógeno. La Figura 1-2 muestra las concentraciones críticas de H2S

resultantes en grietas inducidas por hidrógeno para diferentes tipos de acerode tubería de línea.



0.1

1

10

100

100 1,000 10,000 100,000

Pressure kPa

H 2 S C o n t e n t i n G a s , v

SSCC

Low S steel

Cu steel

Ca treated steel

0.34 kPa

20 kPa

60 kPa

1500 kPa

Figura 1-2. Concentraciones de H2S críticas paso a paso para la aparición

de grietas en diferentes tipos de acero utilizados en la fabricación detubería de línea.

i NACE. Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production, MR0175.

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