Selección de los materiales para campos con altos contenidos de H

Selección de los materiales para campos con altos contenidos
de H2S y CO2
Autor
Responsable del área técnica de
Materiales en Aguas Profundas
Dr. Apolinar Albiter Hernández
Coautores
Investigador
Dr. Pedro Hernández Hernández
Jefe de proyecto
M en C. Liborio García Merino
25/octubre/2013
Selección de los materiales para campos con altos contenidos de H2S y CO2
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Contenido
1. Antecedentes
2. Selección de los materiales
• Premisas para la selección de los materiales
• Condiciones para la selección del material
• Estudios que se deben realizar para seleccionar un
material a típico
o
Revisión de la normatividad
o
Mapa de selección de materiales de fabricantes
o
Pre-selección de materiales (Metodología desarrollada por el IMP)
o
Evaluación de corrosividad del medio mediante software
o
Pruebas de calificación del material en laboratorio
• Factores que inducen la falla de materiales
3. Conclusiones
Selección de los materiales para campos con altos contenidos de H2S y CO2
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Antecedentes: En México se requiere de experiencia para seleccionar
los materiales para la explotación de hidrocarburos.
La selección y validación del funcionamiento de los materiales cobra vital
importancia debido a que depende de las condiciones propias de cada sistema.
Profundidad
Condiciones del pozo (presión, temperatura)
Condiciones del medio ambiente
Composición de los hidrocarburos
Estas condiciones varían en cada región del mundo.
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Antecedentes: La selección de los materiales fue un reto tecnológico
para campos Brasileños (Pre-sal)
Campos Pre-sal
Uno de los retos enfrentados para los campos Pre-sal fue
la selección de los materiales para ambientes corrosivos.
La alta presión acoplada con el contenido de CO2 hace
imposible el uso del acero al carbono en pozos, riser y
tubería sobre cubierta. [OTC 23320, 2012]
Diseño experimental en instalaciones de Petrobras
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Antecedentes: La explotación de hidrocarburos costa afuera en México
implica retos en el manejo y transporte de la producción
Es de vital importancia porque debe considerar todos los requisitos
La selección
de los
materiales
específicos
(composición
química,
fabricación,
propiedades
mecánicas y físicas) de los materiales metálicos y no metálicos a
emplear en un proyecto en específico, para cumplir con: las
condiciones de operación y tipo de hidrocarburo, requerimientos
legales y regulatorios.
PEMEX debe enfrentar retos tecnológicos sin precedencia en la
Retos en el
manejo y
transporte de
la producción
Industria Mexicana
Crudo extrapesado
Alta temperatura
Arena
Producción de gas con alta toxicidad y corrosividad (altos
contenidos de H2S y CO2)
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Una selección de material errónea conduce a: Material con potencial
de falla o un material más costoso que el requerido
$
1. Selección del material por experiencias pasadas.
2. Selección del material mediante normatividad,
proveedores, etc. (análisis de corrosión)
información
de
3. Mediante la calificación del material a condiciones similares a las que
estará en servicio. Se evalúan los materiales candidatos mediante
pruebas en laboratorio.
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Premisas para la selección del material para un campo con altos
contenidos de H2S y CO2
Premisas:
• Crudo extrapesado 11° API
• Dilución con CLM (35° API)
• Altos contenidos de H2S (21%mol ) y CO2 (16%mol)
• Envío de la producción sin tratamiento, utilización de PLEM
• Vida de producción = 20 años
• Cero emisiones a la atmosfera
Riesgos:
•
Valor del pH = 3.8 medido en muestras preservadas
•
Altos contenidos de cloruros (92,300 ppm)
•
Incremento en la producción de agua del 5 al 30%
•
Limitada inspección y limpieza (PLEM)
•
Mecanismos de falla asociados a agrietamiento y corrosión
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Condiciones para la selección del material variando los contenidos
de H2S y CO2 en diferentes escenarios
L-1
Presión
Temperatura
Mezcla de 14°
(Kg/cm2
Presión parcial
(°C)
API, CLM
Material
)
Descripción
candidato
H2S
CO2 Pp H2S Pp CO2
Envío
Envío
(%mol) (%mol) (psi)
(psi)
OGD 20"ID X 4.9 km
65
17
6.5
5
15.72
12.09
L-2
OGD 16"ID X 4.5 km
65
17
6.5
5
15.72
12.09
L-3
OGD 16"ID X 2.8 km
65
17
6.5
5
15.72
12.09
L-INTER OGD 24"ID X 0.3 km
60
10
6.5
5
9.25
7.11
52
18
19.6
19.5
50
49
ID
Escenario 14° API
L-13
GDO 20"ID X 19.9
km
CRA
ppGas = (Presión de trabajo) x (gas % mol/100)
L-1
Presión
Temperatura
Mezcla de 21°
(Kg/cm2
Presión parcial
(°C)
API, CLM
)
Descripción
H2S
CO2 Pp H2S Pp CO2
Envío
Envío
(%mol) (%mol) (psi)
(psi)
OGD 20” X 3.2 km
50
25
3.06 2.25
10.88
8.00
L-2
OGD 12” X 4.5 km
50
25
3.77
2.83
13.41
10.06
L-3
OGD 12“ X 2.8 km
50
25
2.83
2.06
10.06
7.33
L-4
OGD 24” X 6.8 km
50
22
3.25
2.41
10.17
7.54
L-5
OGD 20” X 3.5 km
50
25
3.06
2.25
10.9
8.00
L-gas
GDO
50
25
18
16
64
57
ID
Escenario 21° API
Material
candidato
CRA
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Estudios que se deben realizar para seleccionar un material a típico
• Revisión de normatividad vigente
• Mapa de selección de materiales de fabricantes de tubería
• Pre-selección de materiales (Metodología desarrollada por el IMP)
• Evaluación de corrosividad del medio (PREDICT), Selección de
materiales (Sistema experto-SOCRATES)
• Pruebas de calificación para evaluar HIC, SWC, SSC/SCC a las
condiciones de altos contenidos de H2S y CO2 en laboratorio
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Revisión de la Normatividad Nacional, Internacional y Extranjeras
La NRF-001-PEMEX-2007, es solo para aceros al carbono y no incluye aleaciones
resistentes a la corrosión (CRA’S), además no establece criterios para condiciones de
resistencia al agrietamiento bajo esfuerzo en presencia de sulfhídrico (SSC) y hace
referencia a la norma NACE MR0175/ISO 15156.
La NRF-005-PEMEX-2009, la corrosión permisible definida por PEMEX para aceros al
carbono debe ser menor a 2mpy en ductos de transporte de hidrocarburos con tratamiento
químico.
La NRF-013-PEMEX-2009, establece que debe de utilizar un espesor adicional de 0.159 mm
(6.25 milésimas de pulgada) por año para línea regular, y de 0.254 mm (10 milésimas de
pulgada) por año para ducto ascendente cundo no se tengan datos por estudios de
corrosión.
La ISO 21457, identifica los mecanismos de corrosión y los parámetros para su evaluación
cuando se realiza una selección de materiales para ductos, tuberías y equipos relacionados
con el transporte, procesamiento en la producción de hidrocarburos, incluyendo los servicios
y sistemas de inyección.
Normas extranjeras  API SPEC 5L/ISO 3183, ASME B31.8, DNV OS F101, NORSOK M001 para referirse a materiales resistentes al SSC, direccionan a la norma NACE
MR0175/ISO 15156.
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Materiales propensos a mecanismos de corrosión interior en
sistemas de hidrocarburos
ISO 21457:2010. Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Materials selection and
corrosion control for oil and gas production systems.
Mecanismo de corrosión
Corrosión por CO2 y H2S
MIC
SSC/SCC causado por H2S
HIC/SWC
Aceros al carbono y
aceros al carbono de
baja aleación
Si
Si
Si
Si
Aleaciones Resistentes a
la Corrosión (CRA)
Si (*)
Si
Si
No
(*) La presencia de H2S en combinación con CO2 puede también inducir ataque
localizado (pitting) en CRA´s.
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Mapa de selección de materiales de fabricantes de tubería
Tenaris
Sumitomo
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Mapa de selección de materiales de fabricantes de tubería
Sandvik
Vallourec & mannesmann
Cameron
El IMP ha desarrollado una metodología para la
selección de materiales que integra la normatividad
vigente y los criterios de selección de los
fabricantes.
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Metodología del IMP: Calcular el pH del sistema y susceptibilidad al
SSC en aceros al carbono
Condiciones L-1
H2S= 3.06 %mol
CO2 = 2.25 %mol
Presión = 25 kg/cm2 = 355.5 psi
Temperatura = 60°C
Contiene agua
Aplica cuando solo se tienen contenidos de H2S y
CO2?
pH2S = 10.88 psi, pCO2 = 8.00 psi
ppH2S + ppCO2 = 130.18 KPa
Las condiciones corresponden a una región de
servicio amargo y por lo tanto altamente
susceptible a Stress Sulfide Cracking (SSC) de
acuerdo a NACE MR 0175/ISO 15156.
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Pre-selección de materiales (sin inhibición química) conforme a la
normatividad e información de fabricantes de tubería
↑ Vcorr.
CC - Alto CO2
Corrosividad
media-alta
HH - Servicio amargo
severo – Alto C02
Corrosión severa,
susceptible al SSC
FF - Servicio amargo - Medio CO2
Corrosividad media – alta, susceptible
Gas
al SSC
Gas
Crudo
(Slug Flow)
pp CO2
(psia)
30
BB - Bajo
CO2
Corrosión
ligera
EE - Servicio amargo - Bajo CO2
API
Corrosión ligera, susceptible14°
al SSC
21 ° API
Aleaciones Resistentes a la Corrosión
(CRA)
7
AA - Servicio
general
No corrosivo
DD - Servicio amargo
No corrosivo, susceptible al
SSC
Aceros al carbono de baja aleación
(NACE)
 SSC
0.05
pp H2S (psia)
145
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Pruebas a materiales de acero al carbono y acero al carbono con un
revestimiento interno de aleación resistentes a la corrosión (cladpipe).
CS-1: ISO-3183-3 L-360MCS (X52) - Tubería de
20” D x ¾” de espesor de material acero al
carbono (API-52) con costura longitudinal y radial.
La muestra de esta tubería fue proporcionada por
fabricante Nacional de tubería de acero con
costura.
CRA-1: Aleación CS+CRA (CLAD) - Tubería de
20” D material acero al carbono (API X65) 16 mm
de espesor de pared con un revestimiento
adicional de 3 mm de espesor de aleación 825
(clad pipe). La muestra fue fabricada y
proporcionada por compañía japonesa líder
mundial en la fabricación de tubería “clad pipe”.
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Pruebas para evaluar la susceptibilidad a agrietamiento inducido por
hidrógeno, agrietamiento producido por esfuerzos en presencia de
sulfuros y de velocidad de corrosión del material
Tipo de Prueba
Descripción
Norma de referencia
HIC
Prueba de agrietamiento inducido
por hidrógeno
NACE TM0284-2003, pH ajustado a 3,
y saturado con 100% H2S a
temperatura ambiente por 96 h.
SSC, LP
Prueba de agrietamiento por
sulfuro bajo esfuerzos (a presión
atmosférica )
SSC, HT/HP
Corrosión
Prueba de agrietamiento por
sulfuro bajo esfuerzos (a alta
presión y alta temperatura)
Evaluación de la velocidad de
corrosión (por pérdida de peso) y
de ataque localizado.
API 5L, ASTM G29, Probetas
tensionadas en 4 puntos (FPBB) a
80% del límite elástico medido (AYS),
tiempo de prueba 30 días.
ASTM G111. Las pruebas son
realizadas en el mismo recipiente de
las pruebas SSC.
Las pruebas de SSC, HIC y corrosión al acero al carbono y CRA fueron desarrolladas para
evaluar el comportamiento del material a las condiciones de presiones parciales de los gases
ácidos (CO2 y H2S) estimadas en función de la presión máxima de envío y en la concentración
mol de cada especie en fase gas y como mezcla de lo diferentes escenarios de producción.
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Resultados de las pruebas de calificación del material de acero al
carbono API X-52
Condición de
prueba
Prueba: HIC
16 psi ppH2S, a 25oC
Prueba: SSC
96 ppH2S y 53
ppCO2, a 150°C
Prueba:
CORROSIÓN
Observaciones
Comentario
Muestra a 90º de
soldadura – PRESENTA
GRIETAS: CLR 12.63%,
CTR 0.145% CSR
0.018%
El caso que presento
grietas no excede los
criterios de aceptación de
NACE TM284; CLR <15%,
CTR < 5%, CSR < 2%.
Agrietamiento en zona
afectada por el calor,
espécimen analizado
después de la prueba de
susceptibilidad al SSC
La NRF-001-PEMEX-2009
no establece criterios para
el SSC.
a 16 psi ppH2S, a 25°C. V
corr. (perdida de peso):
10.6 mpa y por picadura
Resultados por MEB del acero API X52
La formación de productos
de corrosión (Fex Sy)
pueden reducir la
corrosión general.
Corrosión localizada,
ataque en áreas
especificas, velocidad de
penetración de 24 hasta
163 mpa.
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Factores que inducen la falla de materiales
Factores que Inducen la Falla de Materiales
CORROSION
REACCIONES
ELECTROQUIMICAS
TIPO DE MATERIAL
QUIMICA DE LA SOLUCION
MICROESTRUCTURA
CONDICION SUPERFICIAL
COMPOSICION QUIMICA
CONDICIONES FISICAS
MATERIAL
MEDIO
TIPOS DE FLUJO
IMPUREZAS
ESFUERZOS
FALLA
PREMATURA
PROPIEDADES MECANICAS
SCC Stress Corrosion Cracking
SCC, HE y CF
INTERNOS
+
EXTERNOS
HE Hydrogen embritlement
ESTATICOS
Columna de agua, peso de la
estructura, esfuerzos residuales
DINAMICOS
Corrientes marinas, velocidad
del viento,
CF Corrosion Fatigue
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Conclusiones

La práctica en la Industria Petrolera (Technip) señala que las aleaciones resistentes a la
corrosión (CRA) son seleccionadas cuando los espesores por corrosión en tubería de
acero al carbono son mayores a 10 mm (0.400 pulg.).

Las CRA disminuyen el riesgo por falla prematura de la tubería aún cuando las
condiciones sean más severas (mayor acidez y/o falta de CLM).

El acero API X52 no es susceptible al fenómeno de HIC y SSC a las condiciones
dadas, sin embargo, se recomienda verificar la composición química y microestructura
de los productos tabulares para la industria del petróleo.

Los valores de la velocidad de corrosión de acero API X52 son considerados
moderados, sin embargo estas pueden incrementarse grandemente bajo condiciones
de régimen de flujo hidrodinámico.

Todas las muestras de material API X52 mostraron picaduras por corrosión (pitting) en
diferente grado y puede ser asociado al contenido de cloruros de la solución de prueba.
La velocidad de picado (pitting) fue desarrollada con mayores contenidos de H2S y CO2.
Sin embargo, bajo condiciones de flujo hidrodinámico durante operación, estos valores
pueden reducirse.
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Conclusiones

Todas las muestras de material de tubería de “clad pipe” realizadas mostraron
alta resistencia a picaduras por corrosión (pitting).

Se debe considerar el uso de aleaciones resistentes a la corrosión, si la presión
parcial del CO2 es mayor a 7 psia (evaluar la pérdida de material por corrosión).
Realizar pruebas de calificación de resistencia a HIC/SWC, SSC/SCC a los
materiales candidatos, si la presión parcial de H2S es mayor a 0.05 psia.
El beneficio para la Industria Petrolera es en el ahorro en costos de inversión y
mantenimiento:

Selección apropiada de los materiales en ambientes hostiles y coadyuvando en la
disminución de posibles fallas.

Estableciendo la especificación del material y las pruebas que se requieren.

Menores tiempos de respuesta y servicios más oportunos.
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Gracias por su atención
Preguntas ??
Contacto:
Dr. Apolinar Albiter Hernández
Email: aalbiter@imp.mx
Encargado del Área Técnica de Materiales del Programa de
Explotación de Campos en Aguas Profundas del IMP.
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