ESTUDIO DE LA RESISTENCIA A LA CORROSIÓN POR CO 2 DE ACEROS DE TUBERÍAS 3% Cr PARA POZOS PETROLEROS

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1 UNIVERSIDAD SIMÓN BOLIVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE INGENIERÍA DE MATERIALES ESTUDIO DE LA RESISTENCIA A LA CORROSIÓN POR CO 2 DE ACEROS DE TUBERÍAS 3% Cr PARA POZOS PETROLEROS Realizado por: Ulidzan Ra Jaspe Rodríguez INFORME FINAL DE CURSOS EN COOPERACIÓN Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de Ingeniero de Materiales Opción Metalmecánica Sartenejas, noviembre de 2006

2 UNIVERSIDAD SIMÓN BOLIVAR DECANANTO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE INGENIERÍA DE MATERIALES ESTUDIO DE LA RESISTENCIA A LA CORROSIÓN POR CO 2 DE ACEROS DE TUBERÍAS 3% Cr PARA POZOS PETROLEROS Realizado por: Ulidzan Ra Jaspe Rodríguez Bajo la tutoría de: Prof. Nathalie Ochoa Ing. Carlos Sequera Aprobado por: Prof. Jorge Stella Sartenejas, 22 / 11 / 06

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4 ESTUDIO DE LA RESISTENCIA A LA CORROSIÓN POR CO 2 DE ACEROS DE TUBERÍAS 3% Cr PARA POZOS PETROLEROS Realizado por: Ulidzan Ra Jaspe Rodríguez RESUMEN En el presente trabajo se estudia la resistencia a la corrosión por CO 2 del acero proveniente de muestras de tubos para pozos petroleros denominadas 3% cromo (3CrA y 3CrB). La investigación abarca la realización de ensayos de corrosión, en autoclaves estáticos, variando la presión de CO 2 (0,05; 0,21 y 0,34 MPa) y las temperaturas (50, 60 y 100 ºC), de manera de determinar las velocidades de corrosión empleando el indicador pérdida de peso y, además, realizar una caracterización de los productos de corrosión a través de la técnica de Microscopía Electrónica de Barrido con microanálisis químico por E.D.S. y Difracción de Rayos X (D.R.X). De los ensayos de corrosión por pérdida de peso, realizados a diferentes condiciones de presión y temperatura, se determinó que el acero 3CrA presentó las menores velocidades de corrosión. De igual manera, bajo ciertas condiciones, estos aceros muestran un mejor comportamiento contra la corrosión por CO 2 que el acero de una tubería grado N80. Se observó un incremento en las velocidades de corrosión con un aumento en la temperatura. Sin embargo, a altas temperaturas y altas presiones las velocidades de corrosión de los aceros 3CrA y 3CrB disminuyen de manera significativa y son similares. De los resultados de los E.D.S., se sugiere que esta disminución en la velocidad de corrosión, se relacione con la presencia de cromo en los productos de corrosión. Se observó que un aumento de la presión parcial de CO 2 genera un aumento en las velocidades de corrosión. A bajas presiones el comportamiento del acero 3CrA se asemeja al del acero 3CrB. Sin embargo a altas presiones se notó un comportamiento diferente a la temperatura de 60 ºC. De los resultados por D.R.X. se determinó la existencia de SiO 2 en la capa formada sobre la superficie del acero 3CrB, lo cual podría explicar por qué la velocidad de corrosión de este material fue superior a la del acero 3CrA, a estas condiciones. ii

5 DEDICATORIA A Dios, por acompañarme en todo momento y guiarme por el camino correcto para finalizar satisfactoriamente este período de mi vida. A mis padres, por ser ellos los principales responsables, a través de sus enseñanzas, de que hoy logre finalizar esta meta. Sin ellos, no sería la persona que soy hoy en día. A mi hermano, por apoyarme desde el primer momento en que inicié mis estudios superiores, y por estar siempre acompañándome en las diferentes etapas de mi vida. A mi querida novia, por ser mi inspiración y fuerza para culminar mi carrera; acompañándome en todos los aspectos relacionados a mi vida y siendo ella la base clave para impulsarme a lograr muchas metas. A mis mejores amigos, Leonardo y Danny; por estar siempre presente en los momentos en que se necesitaban, brindando una mano amigo y por contar conmigo en las buenas y las malas. A Eliana, Patricia, Miguel, Rosa, Carlos P. y Carlos V., Mariela, Rebeca, Vladimir, verdaderos amigos y amigas que me acompañaron durante estos años de estudio, siempre agradeceré las ayudas ofrecidas para resolver los diferentes inconvenientes que se me presentaron en la universidad. iii

6 AGRADECIMIENTOS A Dios por darme la bendición de contar con la familia que me apoyó, me apoya y me apoyará en todo momento; por permitirme conseguir a mi querida novia, la que se ha convertido en la luz de mis ojos. A mi hermano, quién desde el primer momento en que comencé este trabajo especial de grado, me apoyó incondicionalmente. cambio. A mi adorada novia, por apoyarme en todos los aspectos de mi vida sin exigir nada a A Nathalie Ochoa y Carlos Sequera, por confiar en que se llevaría en buen término la culminación de este trabajo de investigación, gracias por el apoyo técnico y humano brindado durante estos meses. Al grupo de Intevep: Roberto Bello, Samuel Hernández, Yeremy Peña, Erick Hernández, Erik Rodríguez, José Biomorgi, Francisco Escalona y Henry Tovar; por brindarme su ayuda incondicional, facilitando la consecución de este trabajo especial de grado. Al personal del laboratorio de corrosión-h 2 S, Milton Lara y Sheilar Peña, quienes contribuyeron en gran medida a la finalización de este trabajo, prestándome su completo apoyo en todo momento. A todos mil gracias iv

7 ÍNDICE GENERAL Pág. RESUMEN. ii DEDICATORIA iii AGRADECIMIENTOS. iv ÍNDICE GENERAL... v ÍNDICE DE FIGURAS.. vii ÍNDICE DE TABLAS... ix LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS. x I. INTRODUCCIÓN... 1 II. MARCO TEÓRICO Productos tubulares Tubulares empleados en la producción de pozos petroleros Tubulares de revestimiento y producción Clasificación de los grados Corrosión por CO Tipos de Corrosión por CO Clasificación de los productos de corrosión Mecanismos y reacciones básicas de la corrosión por CO Principales factores que afectan la corrosión por CO Características de los productos de corrosión Carbonato de hierro (FeCO 3 ) Óxido de hierro tipo Fe 3 O 4 (Magnetita) Carburo de hierro (Fe 3 C) Diferentes alternativas para disminuir la corrosión por CO Aceros con bajo contenido de cromo y de baja aleación empleados en ambientes con CO 2 27 III. DESARROLLO EXPERIMENTAL PARA EL ESTUDIO DE LA RESISTENCIA A LA CORROSIÓN POR CO 2 DE ACEROS DE TUBERÍAS 3% CROMO Caracterización de aceros correspondientes a los tubos 3CrA y 3CrB Ensayo de análisis químico Ensayo metalográfico Ensayos de dureza Ensayos de corrosión por pérdida de peso y caracterización de productos de corrosión Preparación superficial de los cupones para los ensayos de corrosión Troquelado y mediciones geométricas de los cupones Condiciones experimentales de ensayo Preparación de las soluciones de ensayo Procedimiento experimental para el montaje de los ensayos de corrosión Cálculo de la velocidad de corrosión Evaluación de los productos de corrosión Difracción de rayos X (D.R.X) Microscopía electrónica de barrido (M.E.B.) v

8 Pág. IV. RESULTADOS EXPERIMENTALES Y DISCUSIÓN Caracterización de los aceros de los tubos 3CrA y 3CrB Análisis químico Análisis microestructural Ensayos de dureza Comportamiento de los aceros 3CrA y 3CrB a la corrosión por CO Análisis de las velocidades de corrosión para las muestras ensayadas a diferentes presiones y temperaturas Análisis de los productos de corrosión formados sobre las superficies de los aceros ensayados Análisis por Microscopia Electrónica de Barrido (M.E.B.) y Difracción de Rayos X (D.R.X.) Comparación de las velocidades de corrosión de los aceros 3CrA y 3CrB con el acero de una tubería grado N V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Conclusiones Recomendaciones.. 74 VI. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 75 APÉNDICES vi

9 ÍNDICE DE FIGURAS Pág. Figura 1. Corrosión uniforme producida por el CO 2 sobre una tubería de producción. 10 Figura 2. Ring Worm Corrosion tipo de corrosión por CO 2 caracterizada por la formación de agujeros en las paredes de la tubería Figura 3. Corrosión por CO 2 caracterizada por la formación de picaduras interconectadas Figura 4. Mesa Corrosion, tipo de corrosión por CO 2 producida por la formación de grandes hendiduras orientadas en la dirección del flujo Figura 5. Esquema representativo de la corrosión por CO Figura 6. Representación esquemática del mecanismo de corrosión por CO 2 sobre aceros al carbono, se puede evidenciar la morfología y las características de los productos de corrosión en función de la temperatura Figura 7. Efecto de la temperatura y la presión parcial de CO 2 sobre la velocidad de corrosión para el hierro puro.. 19 Figura 8. Efecto de la temperatura sobre la velocidad de corrosión en aceros al carbono y con distintos contenidos de cromo, ensayos efectuados en un autoclave. Agua de mar sintética, presión parcial de CO 2 3 MPa, duración del ensayo 72 horas, velocidad del fluido 2,5 m/s, volumen específico 42 cc/ cm Figura 9. Efecto del contenido de cromo sobre la velocidad de corrosión en tubulares comerciales empleando agua de mar sintética. Presión parcial de CO kpa, temperatura de ensayo 60 C, duración del ensayo 150 horas, velocidad del fluido 2,5 m/s, volumen específico 800 ml/cm Figura 10. Representación esquemática señalando la manera como se obtuvieron las muestras para realizar el análisis microestructural. 31 Figura 11. Anillos de los tubos 3CrA y 3CrB, utilizados para realizar las mediciones de dureza. Las dimensiones de ambos anillos son: diámetro externo 89,53 mm (A) y 89,53 mm (B); espesor de pared 6,67 mm (A) y 6,62 mm (B) y altura 15,02 mm (A) y 14,99 mm (B).. 33 Figura 12. Representación esquemática del anillo utilizado para realizar las mediciones de dureza. 1: localización de la indentación en la zona media del espesor de pared, 2: localización de la indentación en zona externa, 3: localización de la indentación en zona interna, 4: bloque de indentaciones del ensayo de dureza 34 Figura 13. Equipo empleado para realizar los ensayos de corrosión. En a) se puede observar: 1) vaso metálico, 2) válvulas de precisión, 3) termopozo, 4) mordazas, 5) manómetro, 6) agitador. En b) se puede ver: 7) manta de calentamiento, 8) termopares y 9) sistema de agitación. En c) se muestra el controlador electrónico de temperaturas 37 Figura 14. Geometría de los cupones de acero usados en los ensayos de corrosión Figura 15. Fotomicrografías de los aceros de los tubos 3CrA y 3CrB en sentido longitudinal, sin ataque. Microscopía óptica 100X 48 Figura 16. Microestructuras representativas de los aceros de los tubos 3CrA y 3CrB. a) y b) sentido longitudinal. c) y d) sentido transversal. Atacadas con Nital 2% por 30 s. Microscopía óptica 400X vii

10 Pág. Figura 17. Gráfica de la velocidad de corrosión en función de la presión parcial de CO 2, para una temperatura de 50 ºC. La curva azul representa al acero 3CrA y la curva roja al acero 3CrB 55 Figura 18. Gráfico de la velocidad de corrosión versus la presión parcial de CO 2, para un valor constante de la temperatura de 60 ºC. La curva azul representa al acero del tubo 3CrA y la curva roja al acero del tubo 3CrB Figura 19. Gráfica de la velocidad de corrosión en función de la presión parcial de CO 2, para una temperatura de 100 ºC. La curva azul representa al acero 3CrA y la curva roja al acero 3CrB 57 Figura 20. Gráfica de la velocidad de corrosión en función de la temperatura, para una presión parcial de CO 2 de 0,34 MPa. La curva azul representa al acero 3CrA y la curva roja al acero 3CrB.. 58 Figura 21. Fotomicrografías por M.E.B. de las superficies de los aceros de los tubos 3CrA y 3CrB, ensayados a la condición AT1-3 (T: 50 C/PpCO 2 : 0,34 MPa). Además, se presentan los resultados de los análisis químicos por D.R.X. y E.D.S.. 60 Figura 22. Fotomicrografías por M.E.B. de las superficies de los aceros de los tubos 3CrA y 3CrB, ensayados a la condición AT2-3 (T: 60 C/PpCO 2 : 0,34 MPa). Además, se presentan los resultados de los análisis químicos por D.R.X. y E.D.S.. 61 Figura 23. Fotomicrografías por M.E.B. de las superficies de los aceros de los tubos 3CrA y 3CrB, ensayados a la condición AT3-3 (T: 100 C/PpCO 2 : 0,34 MPa). Además, se presentan los resultados de los análisis químicos por D.R.X. y E.D.S Figura 24. Fotomicrografías por M.E.B. de las superficies del acero del tubo 3CrB, ensayado a la condiciones AT3-1, AT3-2 y AT3-3 (T: 100 C/PpCO 2 : 0,05, 0,21 y 0,34 MPa). Además, se presentan los resultados de los análisis químicos por D.R.X. y E.D.S. 67 Figura 25. Gráfica comparativa de la velocidad de corrosión en función de las temperaturas de ensayo para las distintas presiones parciales de CO 2, para los tres materiales (3CrA, 3CrB y N80).. 71 viii

11 ÍNDICE DE TABLAS Pág. Tabla 1. Fallas en la Industria Petrolera... 1 Tabla 2. Corrosión en la Industria Petrolera 2 Tabla 3. Valores referenciales de la composición química, para los tubos 3CrA y 3CrB 8 Tabla 4. Datos de referencia de la dureza del tubo 3CrB, reportadas en dureza Rockwell B. 9 Tabla 5. Intervalos de presión de CO 2 y condiciones de corrosividad en aceros al carbono de baja aleación Tabla 6. Condiciones reales de presión y temperatura reportadas de la experiencia en campo. 29 Tabla 7. Condiciones de presión parcial de CO 2 y temperatura, empleadas para elaborar la matriz de ensayos. 40 Tabla 8. Matriz con las condiciones experimentales para los ensayos de corrosión por Tabla 9. pérdida de peso, para determinar la velocidad de corrosión.. 41 Matriz con las condiciones experimentales para los ensayos de corrosión, para realizar la caracterización de los productos de corrosión Tabla 10. Resultados del análisis químico realizado a los tubos 3CrA y 3CrB, reportados en % en peso. 46 Tabla 11. Resultados experimentales del ensayo de dureza, efectuado sobre los anillos de los tubos 3CrA y 3CrB.. 51 Tabla 12. Valores equivalentes de las medidas de dureza Rockwell C y B, para los tubos 3CrA y 3CrB. 53 ix

12 LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS A : Área de sección transversal de una probeta de tracción a : Ancho de una probeta A exp : Área de una probeta expuesta al medio corrosivo API: American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo) aprox.: Aproximadamente ASTM: American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana para Pruebas de Materiales) C: Carbono casing: Tubería de revestimiento cc: Centímetro cúbico CRA: Aleaciones Resistentes a la Corrosión Cr: Cromo CSE: Tubos elaborados con soldadura por resistencia eléctrica Cu: Cobre D : Diámetro de orificio de una probeta D.R.X.: Difracción de Rayos X e : Espesor de una probeta EW: Proceso con soldadura eléctrica ext.: Externa Fe: Hierro fond.: Fondo g: Gramos HRC: Dureza Rockwell C int.: Interna kpa: Kilopascales L : Largo de una probeta máx.: Máximo M.E.B.: Microscopía Electrónica de Barrido x

13 MPa: Megapascales mín.: Mínimo ml: Mililitro mm/a: Milímetros por año Mn: Manganeso Mo: Molibdeno Ni: Níquel nm: manómetros O: Oxígeno OCTG: Oil Country Tubular Goods P : Pérdida de peso del cupón P: Presión PIB: Producto interno bruto Pp: Presión parcial ppb: Partes por billón pulg.: Pulgadas R: Revenido s: Segundos SS: Tubos elaborados sin soldadura sup.: Superficial T: Templado T: Temperatura t : Tiempo tubing: Tubería de producción U : Esfuerzo máximo V: Vanadio V corr : Velocidad de corrosión V. : Velocidad de corrosión promedio corr promedio ρ acero : Densidad del acero xi

14 1 I. INTRODUCCIÓN Desde los inicios de la industria petrolera, una de las principales dificultades que ha enfrentado la misma es el alto grado de deterioro en los materiales que componen sus equipos e instalaciones de trabajo por causa de la corrosión. Los mismos soportan, en primer lugar, un daño producto del medio ambiente externo al cual se encuentran expuestos y en segundo lugar, son corroídos internamente por ciertos compuestos orgánicos e inorgánicos presentes en los hidrocarburos que se almacenan, transportan y procesan. La corrosión por CO 2 en las tuberías de producción de hidrocarburos en los pozos es un problema muy complejo de controlar porque, para revisar el estado de éstas e incluso sustituirlas, se requiere intervenir los pozos lo cual implica diferimientos de producción y costos asociados al reemplazo de la sarta de producción (hilera de tubos unidos uno a otro por extremos roscados, que se introducen en el orificio de perforación del pozo petrolero). Los efectos de agentes corrosivos presentes en los fluidos de producción sobre las tuberías de pozo constituyen una de las motivaciones hacia los cambios y/o actualizaciones de la metalurgia de dichas tuberías. Los efectos de la corrosión sobre instalaciones y equipos industriales producen anualmente pérdidas que llegan a cifras muy importantes. En los países industrializados se ha valorado en el 3% del Producto Interno Bruto (PIB). De todas las fallas que ocurren en las operaciones de la industria de gas y petróleo, la más importante es la corrosión con el 33% de los casos, como puede verse en la tabla 1 de Kermani y Harrop B.P [1]. Tabla 1. Fallas en la Industria Petrolera [1]. Tipo de fallas % Corrosión 33 Fatiga 18 Daño mecánico 14 Fractura frágil 9 Defecto de fabricación 9 Defectos de soldadura 7 Otros 10

15 2 A su vez, el tipo de corrosión que ocurre se distribuye aproximadamente de la forma que se muestra en la tabla 2: Tabla 2. Corrosión en la Industria Petrolera [1]. Tipo de fallas % Por CO 2 28 Por H 2 S 18 En soldadura 18 Por picadura Pitting 12 Corrosión erosión 9 Galvánica 6 Por hendiduras Crevice 3 Impacto 3 Corrosión bajo tensión Stress Corrosion 3 Entre las alternativas para mitigar la corrosión dulce o por CO 2 sobresalen [2, 3, 4, 5] : Uso de inhibidores de corrosión Recubrimientos metálicos o no metálicos Reemplazo de aceros al carbono por aceros aleados, resistentes a este tipo de corrosión El reemplazo de tuberías de acero al carbono (de bajo costo y susceptibles a la corrosión en ambientes con dióxido de carbono) por aceros aleados, implica determinar bajo qué condiciones se hace necesario el uso de aceros especiales y cuando la corrosión por CO 2 sobre los aceros al carbono permanece en niveles aceptables. Esta consideración tiene mayor importancia al considerar el costo de completación de un pozo con tubería de acero inoxidable (por ejemplo: el acero inoxidable 13% cromo), el cual es aproximadamente cuatro veces superior a la de una sarta completada con tubería de acero al carbono [2]. La corrosión dulce es uno de los fenómenos de degradación al cual se le brinda más atención en las operaciones de completación de pozos y producción de petróleo y gas. Los aceros con cromo (con 13% o más) han sido utilizados previamente en medios corrosivos severos, en los cuales los aceros al carbono no podrían perdurar el tiempo de vida deseado. No obstante, el desempeño a la corrosión (bajo ciertas condiciones) de los 13% cromo no necesariamente podría justificarse, aun cuando las condiciones sean críticas para los aceros al carbono. Esto está asociado a que la solución sobre la selección del material adecuado para la tubería es

16 3 técnico/económica, por lo cual en algunos casos, manteniendo el riesgo controlado, es posible utilizar una tubería que debe reemplazarse con una mayor frecuencia a la vida útil considerada para el pozo. En años recientes han surgido en el mercado productos tubulares con contenidos relativamente bajos de cromo (entre 1 y 9% de Cr), los cuales se presentan con potencial aplicación para condiciones específicas en ambientes con CO 2. Además, estos aceros tienen como ventajas presentar costos equivalentes a los aceros al carbono y la extensión de la vida de servicio de las tuberías. Uno de estos materiales lo constituye el 3%Cr. Es así como el estudio sobre el grado 3% cromo se definió en PDVSA-Intevep, basado en los requerimientos de conocer su comportamiento en ambientes con dióxido de carbono, lo cual contribuirá a definir límites de aplicación de este material. El presente trabajo tiene como finalidad el estudio de aceros de tubos 3%Cr para pozos petroleros, con el fin de conocer sus características metalúrgicas, mecánicas y de resistencia a la corrosión en ambientes con CO 2. Este trabajo constituye la primera etapa en una serie de estudios con la intención de conocer el comportamiento del material en condiciones similares a las de pozos de PDVSA. La importancia del presente trabajo radica en que sus resultados contribuirán en la recomendación sobre la utilización del tubo de acero con 3% cromo para tuberías de pozo como una potencial aplicación para algún campo en específico. Para lograr el fin de este trabajo, se plantearon los siguientes objetivos: Evaluar el comportamiento y el desempeño de este material en cuanto a la corrosión por CO 2, simulando presiones y temperaturas de operación reales, correspondientes a un caso particular. Caracterizar el material a través de los ensayos de: dureza y análisis químico, para corroborar si cumple con los requerimientos establecidos por los fabricantes, además de verificar; por medio de una comparación, si el tubo de acero 3% cromo exhibe propiedades mecánicas y metalúrgicas similares a la tubería del grado L80 estipulados en la especificación API 5CT [6]. Esta especificación, emitida por el Instituto Americano del Petróleo (API por sus siglas en

17 4 inglés), es la más utilizada para las tuberías de pozos petroleros (tubería de revestimiento casing y tubería de producción tubing ). Comparar, respecto a los aspectos mencionados anteriormente; los productos tubulares de aceros con 3% cromo elaborados por dos empresas distintas.

18 5 II. MARCO TEÓRICO La corrosión es un fenómeno de superficie, que ocurre de manera espontánea y que afecta a casi todos los metales y aleaciones como consecuencia de su propia inestabilidad termodinámica. La corrosión es el ataque de un material metálico por reacción con el medio que lo rodea con la consiguiente degradación en sus propiedades. Este medio bien puede ser un electrolito, con lo que el proceso se denomina corrosión electroquímica o un ambiente a alta temperatura, llamándose oxidación, corrosión seca o corrosión a alta temperatura [7]. Los gases CO 2 y H 2 S en combinación con agua son la principal causa de corrosión en la producción de hidrocarburos. La corrosión por CO 2 de los aceros al carbono y de baja aleación conocida también como corrosión dulce, es uno de los problemas más importantes en la industria de gas y petróleo, debido a que tanto los aceros al carbono como los de baja aleación presentan alta velocidad de corrosión, e incluso corrosión localizada, en ambientes con dióxido de carbono. La severidad de la corrosión depende particularmente de la temperatura, presión parcial de CO 2, ph y características del material [10, 11, 12]. La gerencia rentable de la corrosión es, por lo tanto, un elemento dominante para mejorar la eficacia operacional en la industria petrolera, y exige un mejoramiento en los productos tubulares utilizados (tuberías de: revestimiento, producción y de línea) en consonancia con las características corrosivas específicas del ambiente. La reducción de la corrosión por dióxido de carbono en la tubería de producción se ha logrado con el uso de los grados estándares del acero al carbono con los inhibidores, aceros 13% cromo u otros aceros especiales; sin embargo, las condiciones del ambiente corrosivo en ocasiones parece no justificar los altos costos de los aceros 13% cromo. Es así, como surgen en el mercado los aceros aleados con un contenido de 3% cromo como una alternativa que brinda una opción más rentable entre la utilización de los aceros al carbono y los aceros con 13% cromo, para ciertas condiciones especificas.

19 6 A continuación se presentan los aspectos más relevantes sobre productos tubulares empleados en la producción de pozos petroleros, así como también lo referente a la corrosión por CO 2 en aceros al carbono Productos tubulares Los productos tubulares constituyen una familia genérica de objetos huecos con forma cilíndrica. Se emplean para diversos fines principalmente en la conducción de fluidos y para actuar como miembros estructurales [13]. Los productos tubulares se encuentran descritos por especificaciones de producto y de requerimientos, que abarcan aspectos tales como: propiedades mecánicas, químicas y dimensionales [13]. Todos los productos tubulares pueden clasificarse, de acuerdo al método de fabricación empleado, en: con costura (por soldadura) y sin costura. Los procesos de soldadura empleados son: soldadura por resistencia eléctrica, soldadura por fusión por arco eléctrico o por calentamiento a gas, y doble arco sumergido (aplicado sobre todo a tubos de gran diámetro). Los procesos de elaboración de tubos sin costura son: perforación, extrusión y acoplamiento-estirado [13]. Los aceros para elaboración de tubulares van desde los aceros de bajo y medio carbono, aceros microaleados con pequeñas adiciones de cromo, molibdeno, níquel y cobre; hasta aceros de alta aleación, tales como inoxidables austeníticos y dúplex [13] Tubulares empleados en la producción de pozos petroleros Los tubulares de acero destinados a producción de pozos petroleros se clasifican de acuerdo a su uso en: tubería de pozo y tubería de línea. A su vez las tuberías de pozo se dividen en tuberías de: producción tubing y revestimiento casing. Los sistemas de producción y manejo del petróleo y gas requieren de materiales que cumplan con los requerimientos de composición y propiedades mecánicas necesarias para

20 7 soportar las condiciones de servicio a las cuales son sometidos. Dentro de una gama de aleaciones desarrolladas por diferentes fabricantes, la industria petrolera emplea frecuentemente productos tubulares referidos en inglés como Oil Country Tubular Goods (OCTG) [14]. La OCTG es la denominación para tuberías de pozo. El Instituto Americano del petróleo, regula a través de normativas los requerimientos para la fabricación de tuberías de pozo. Las propiedades requeridas para dichos tubulares están contempladas en la normativa de la API y de la ASTM. Los tubulares de producción y revestimiento se fabrican de acuerdo a la especificación API 5CT [13]. Adicionalmente PDVSA tiene normas suplementarias a la normativa API 5CT. En estas especificaciones los materiales se encuentran clasificados por grupos, cada grupo a su vez encierra una serie de grados que se distinguen, principalmente, por sus propiedades mecánicas [14] Tubulares de revestimiento y producción Los tubulares de revestimiento y de producción se especifican mediante los parámetros de diseño de sartas, los cuales son [13] : Grado Diámetro externo Peso por pie Rango de longitud Tipo de construcción Tipo de unión Los tubulares de producción tubing tienen longitud variable de acuerdo al rango de longitud, empleándose comúnmente del orden de 8,55 a 9,75 metros (28 a 30 pies); diámetros externos entre 0,027 a 0,114 metros (1,050 a 4½ pulgadas), pero normalmente se usan diámetros externos entre 0,060 a 0,089 metros (2,375 a 3½ pulgadas) [13].

21 Clasificación de los grados Los tubulares de producción y revestimiento se clasifican como tubería con o sin costura de un determinado grado presentando diferentes diámetros externos y espesores de pared. La obtención del grado del tubo se realiza por tratamientos térmicos de normalizado y templerevenido [13]. Los grados que existen en el mercado son los establecidos por la API y los ofrecidos por los fabricantes en calidad de grados especiales, que están usualmente protegidos por patentes. Generalmente los grados especiales se orientan hacia el combate de los diferentes tipos de problemas críticos presentes en el pozo tales como corrosión, alto colapso, alta tenacidad a bajas temperaturas, y otras situaciones menos comunes [13]. Del universo de grados API existente en el mercado para tubulares OCTG, el grado L80 (las propiedades mecánicas, la composición química y los procesos de manufactura se presentan en los apéndices) exhibe características similares a la de los grados especiales 3% cromo que han puesto en el mercado algunos fabricantes, tales como los que se utilizan para este trabajo. En la tabla 3, se presentan los datos referenciales de composición química de los tubos en estudio 1 (3CrA y 3CrB). Tabla 3. Valores referenciales de la composición química, para los tubos 3CrA y 3CrB. Acero Elemento/Contenido (porcentaje en peso) C Mn Mo Cr Ni Cu P S Si V Nb Ti 3CrA 0,08 0,47 0,29 3,3-0,22 0,014 0,001 0,28 0,52 0,001 0,028 3CrB 0,08/0,14 1,10 0,15/0,30 2,85/3,10 0,15 0,15 0,020 0,020 0, En la tabla 4, se muestran valores de referencia de la dureza (en tres zonas del espesor de pared) del tubo 3CrB. 1 Estos valores fueron obtenidos de los fabricantes de dichos tubos.

22 9 Tabla 4. Datos de referencia de la dureza del tubo 3CrB, reportadas en dureza Rockwell B. Muestra 1 2 Cuadrante Dureza Rockwell B (HRB) Zona interna Zona media Zona externa I II III IV I II III IV En cuanto al tubo 3CrA, de acuerdo a los valores de referencia suministrados por la empresa fabricante; se tiene que presenta una dureza que está alrededor de 20 HRC Corrosión por CO 2 La corrosión por CO 2 se presenta tanto en pozos de gas como de crudo y su extensión depende de varios factores, entre los cuales destacan: la temperatura, la presión, el contenido de CO 2, la relación gas-petróleo, la relación gas-agua, el corte de agua, las condiciones de flujo, factores metalúrgicos y la naturaleza de los productos de corrosión. Este fenómeno de corrosión afecta a los materiales usados en la producción, almacenamiento, transporte e instalaciones de procesamiento. Los aceros al carbono y de baja aleación son susceptibles a este tipo de corrosión en ambientes húmedos con dióxido de carbono [2, 3, 8]. El CO 2 puede producir no sólo corrosión generalizada sino también corrosión localizada, la cual es un problema mucho más serio. Por tal motivo se ha generado gran interés en entender el efecto de diferentes factores sobre el mecanismo de la corrosión por dióxido de carbono y la formación de una capa en la superficie del material, ya que ellos determinan la velocidad de corrosión. Hay algunos patrones generales del comportamiento pero el problema está lejos de ser entendido y de ser fiable debido al gran número de variables complejas que se encuentran implicadas [9].

23 Tipos de Corrosión por CO 2 Para aceros al carbono, la corrosión por CO 2, en general se puede manifestar de tres maneras: Corrosión uniforme o generalizada, la cual ocurre por debajo de los 60 C y es caracterizada por una reacción química o electroquímica que actúa uniformemente sobre la totalidad de la superficie del metal expuesta al entorno corrosivo. Desde el punto de vista cuantitativo la corrosión por ataque uniforme representa la mayor destrucción de los metales, especialmente de los aceros [2, 8, 10, 14]. En la figura 1, se puede observar la morfología del daño producido por la corrosión generalizada en una tubería de producción de petróleo: Figura 1. Corrosión uniforme producida por el CO 2 sobre una tubería de producción [14]. Corrosión localizada, la cual se da alrededor de los 100 C y puede ser [8, 10] : Tipo gusano ( Ring Worm Corrosion ). Se presenta en zonas afectadas por el calor, en tuberías soldadas, y áreas cercanas a los extremos recalcados de la tubería; zonas en las cuales se puede generar corrosión galvánica debido a la formación de macroceldas entre la matriz y dichas zonas. Este tipo de corrosión se acentúa en regiones donde el flujo es turbulento [2]. Este tipo de corrosión se caracteriza por la formación de agujeros o perforación de las paredes de las tuberías, generada como producto del ataque localizado, incrementado por la influencia de partículas de carbono esferoidizadas, presentes en las zonas afectadas por el calor de la soldadura del acero, que destruyen la estructura de granos de perlita laminar (la estructura de los granos de perlita

24 11 laminar proveen el área de anclaje para los productos de corrosión protectores) [14]. En la figura 2, se puede apreciar este tipo de ataque sobre el acero de una tubería de producción: Figura 2. Ring Worm Corrosion tipo de corrosión por CO 2 caracterizada por la formación de agujeros en las paredes de la tubería [14]. Tipo picaduras ( Pitting Corrosion ). Originadas por la presencia de zonas anódicas y catódicas en la tubería. La picadura es una forma de ataque corrosivo que produce hoyos o pequeños agujeros en el metal. Es a menudo difícil de detectar porque los agujeros generados por la picadura pueden cubrirse con los productos de corrosión. Además, el número y profundidad de los agujeros puede variar considerablemente y por eso la extensión del daño producido puede ser difícil de evaluar. En consecuencia, debido a su naturaleza localizada, puede ocasionar fallos repentinos e inesperados [2, 14]. Para que ocurra la corrosión por picadura, los productos de corrosión (películas) deben tener defectos locales en su estructura. Estas imperfecciones pueden producirse debido al crecimiento no uniforme de las capas y/o a la destrucción mecánica por ataque hidrodinámico (erosión, cavitación, esfuerzo cortante del fluido), por abrasión o desgaste mecánico. El crecimiento no uniforme de las películas productos de corrosión es influenciado por los efectos de aleación, factores metalúrgicos, la presencia de ciertas especies químicas, la presión parcial de CO 2, ph y la temperatura [14]. Se tiene seguridad que la propagación de una picadura lleva consigo la disolución del metal, mientras se mantiene un alto grado de acidez en el fondo de la picadura. En la figura 3, se observa el patrón de ataque generado por este tipo de corrosión en una tubería de producción, caracterizado por la formación de picaduras dispersas que se interconectan entre sí [14] :

25 12 Figura 3. Corrosión por CO 2 caracterizada por la formación de picaduras interconectadas [14]. Tipo mesa ( Mesa Corrosion ). Se caracteriza por la formación de especies de mesetas, debido a la pérdida de material en pequeñas áreas. En trabajos llevados a cabo por Dunlop y colaboradores, indican la presencia de inclusiones de MnS, como los puntos de iniciación de la corrosión por socavamientos, mientras que Ikeda y colaboradores plantean la influencia de flujos bifásicos e indican que las reacciones de competencia entre los productos de corrosión FeCO 3 y Fe 3 O 4, afectan la estabilidad de la película protectora [2]. Está caracterizado justamente por largas áreas corroídas a velocidades muy altas y un área cubierta con una capa, la cual virtualmente no sufre daño. Cuando el ataque se ha iniciado, una celda galvánica es establecida donde la capa que cubre la superficie es catódica y el área atacada es anódica. La velocidad de corrosión, en este caso, es más que 10 mm/a [3]. El ataque mesa ocurre usualmente en áreas del metal donde se formaron películas con propiedades óptimas de protección, y a su vez existen superficies sin protección por la ausencia de productos de corrosión o por la presencia de películas porosas y no protectoras. Este tipo de ataque ocurre principalmente en sistemas bajo condiciones de flujo, puesto que las picaduras se producen en las superficies expuestas al medio, creando grandes hendiduras orientadas en la dirección del flujo (ver figura 4) [14] :

26 13 Figura 4. Mesa Corrosion, tipo de corrosión por CO 2 producida por la formación de grandes hendiduras orientadas en la dirección del flujo [14]. El tercero es un tipo resistente a la corrosión debido a la formación de una película protectora de carbonato de hierro (FeCO 3 ) y se da por encima de los 150 C. La corrosión se puede entender a través del comportamiento de la formación del FeCO 3, el cual se caracteriza por disminuir su solubilidad mientras aumenta la temperatura [8, 10]. En la figura 5, se muestra un esquema representativo de la corrosión por CO 2 : Figura 5. Esquema representativo de la corrosión por CO 2 [2].

27 Clasificación de los productos de corrosión En ambientes acuosos que contienen dióxido de carbono se ha encontrado que la temperatura ejerce una notable influencia sobre la morfología y las propiedades de los productos de corrosión. En trabajos realizados por Ikeda y colaboradores sobre la corrosión por CO 2 en el hierro, se ha realizado una clasificación de los productos de corrosión en función de la temperatura, de la siguiente manera [15] : Tipo I: se forman a temperaturas inferiores a los 60 C (150 F) y están constituidos por carbonato de hierro (FeCO 3 ) no adherentes. La corrosión es homogénea lo cual sugiere que el tipo de corrosión que se genera a estas temperaturas corresponde a la corrosión uniforme o generalizada [14, 15]. Tipo II: se forman alrededor de los 100 C (212 F) donde la velocidad de corrosión es máxima. Presentan picaduras profundas (corrosión localizada) y cristales de carbonato de hierro con textura definida, la película de productos de corrosión formada es medianamente adherente y gruesa [14, 15]. Tipo III: se forman a temperaturas superiores a los 150 C (302 F) donde se producen los menores valores de la velocidad de corrosión debido a la formación de una película de productos de corrosión delgada, compacta y adherente constituida por FeCO 3. A estas condiciones se considera que la corrosión por CO 2 es controlada por una rápida precipitación y baja disolución de los productos de corrosión que conforman la película superficial [14, 15]. Dada la similitud entre el comportamiento corrosivo del acero al carbono y el hierro, esta clasificación podría ser extendida a los aceros al carbono en opinión de los autores [15]. En la Figura 6, se puede observar una representación esquemática de la morfología y las propiedades de los productos de corrosión sobre aceros al carbono en función de la temperatura:

28 15 Figura 6. Representación esquemática del mecanismo de corrosión por CO 2 sobre aceros al carbono, se puede evidenciar la morfología y las características de los productos de corrosión en función de la temperatura [14]. En otros trabajos realizados (Crolet y colaboradores), se señala que el ataque característico del CO 2 sobre los aceros al carbono es más del tipo localizado que por corrosión general. La corrosión localizada está determinada por: 1) un crecimiento no uniforme de la capa de productos de corrosión; 2) factores metalúrgicos; 3) la presencia de ciertas sustancias químicas; 4) la presión parcial de CO 2 ; 5) el ph, y 6) la temperatura [2]. La heterogeneidad de la capa de corrosión promueve la formación de picaduras, lo cual ha sido explicado por la formación de sitios anódicos a 100 C y la presencia de reacciones de competencia entre el Fe 3 O 4 y FeCO 3 a 200 C en aceros al carbono [2]. En cuanto a los factores metalúrgicos se destacan la presencia de inclusiones de: MnS como puntos de iniciación de mesetas ; zonas afectadas por el calor en la tubería, las cuales pueden originar áreas de diferente potencial, propiciando corrosión galvánica; tratamientos térmicos no adecuados, los cuales pueden producir esferoidización de carburos, y originar zonas de sensibilización propiciando el ataque selectivo sobre la cementita (Fe 3 C) [2]. La presencia de cloruros, en general, aumenta la susceptibilidad de los aceros a la corrosión localizada y en presencia de oxígeno o cualquier medio oxidante, aún en pequeñas

29 16 cantidades, acelera este tipo de corrosión, particularmente en los aceros inoxidables con 13% Cr [2] Mecanismos y reacciones básicas de la corrosión por CO 2 La corrosión por CO 2 ocurre cuando el dióxido de carbono se disuelve en el agua formando ácido carbónico (H 2 CO 3 ). Este último, al entrar en contacto con la tubería, reacciona con el hierro del material para formar principalmente carbonato de hierro (FeCO 3 ). La estabilidad del FeCO 3 depende de la temperatura, de la presión parcial de CO 2 y de las condiciones de flujo, y afecta el grado de protección de la capa de pasivación [2]. El proceso total de la corrosión puede ser dividido en cuatro pasos mayores. El primero es la disolución de CO 2 en la solución acuosa para formar varias especies reactivas que participan en la reacción de la corrosión por dióxido de carbono. El segundo paso es el transporte de estos reactivos a la superficie del metal. El tercer paso envuelve las reacciones electroquímicas (catódica y anódica) tomando lugar en la superficie del metal. El cuarto paso involucra el transporte de los productos de corrosión a la mayor parte de la solución [16]. Como se mencionó anteriormente, el dióxido de carbono se disuelve en presencia de agua, formando un ácido carbónico (ecuación 2.1), el cual es corrosivo frente a los aceros al carbono y permite que se lleven a cabo las reacciones de corrosión por CO 2 [9, 17] : CO2 ( g) + H 2O( l) H 2CO3 ( ac) 2.1 Varios mecanismos se han propuesto para la disolución del hierro en soluciones acuosas desaireadas con dióxido de carbono. El principal proceso de corrosión puede ser resumido por tres reacciones catódicas (ecuaciones: 2.2a, 2.2b y 2.2c) y una anódica (ecuación 2.3); Las reacciones catódicas incluyen (a) la reducción del ácido carbónico en los iones del bicarbonato, (b) la reducción de los iones del bicarbonato en los iones del carbonato y (c) la reducción de los iones de hidrógeno [9, 17] : 2H HCO 2.2a 2CO3 + 2e H

30 17 2HCO CO 2.2b 3 + 2e H H + 2e H 2 2.2c La reacción anódica es la oxidación del hierro al ion ferroso (Fe 2+ ) dado en la ecuación 2.3. Puesto que la corrosión del CO 2 ocurre en condiciones anaeróbicas, la oxidación al ion férrico (Fe 3+ ) no se menciona [17]. 2 Fe Fe e 2.3 La reacción de disolución anódica del hierro cuando los productos de corrosión se disuelven en la solución (ver ecuación 2.3) se desarrolla a través de iones en las ecuaciones 2.4a, 2.4b y 2.4c [2] : OH como se muestra - Fe + OH FeOH + e Fe OH FeOH + e 2.4a 2.4b Fe + OH Fe + OH 2.4c Debido a estos procesos, una capa producto de la corrosión es formada en la superficie del acero. Las propiedades de ésta y su influencia sobre la velocidad de corrosión son factores importantes que deben considerarse cuando se estudia la corrosión de aceros en soluciones acuosas con dióxido de carbono [9]. El carbonato de hierro, FeCO 3, juega un papel importante en la formación de capas protectoras. Su formación puede ser explicada usando las ecuaciones 2.5, 2.6a y 2.6b. Por su baja solubilidad, el FeCO 3 precipita fuera de la solución [9] : 2+ 2 Fe + CO3 H 2 + FeCO Fe 2+ 3 ( 3 ) 2 + 2HCO Fe HCO ( HCO ) FeCO + CO H O Fe b 2 2.6a Cuando el carbonato de hierro precipita sobre la superficie del acero, la velocidad de corrosión disminuye por [18, 19] :

31 18 Presentar una barrera de difusión a las especies implicadas en el proceso de corrosión [18, 19], Bloquear una porción del acero y prevenir que ocurran las reacciones electroquímicas por debajo de él [18, 19]. La capa formada sobre los aceros al carbono y de baja aleación está compuesta también de cementita (Fe 3 C) [9]. En general, La formación y estabilidad de una capa de protección constituida por carbonato de hierro, FeCO 3 ; es uno de los argumentos de mayor importancia utilizado para explicar la disminución de la velocidad de corrosión en los aceros al carbono con un aumento de la temperatura de 80 a 150 C [2] Principales factores que afectan la corrosión por CO 2 ph. El ph de la solución juega un papel importante en la corrosión de los aceros al carbono porque tiene influencia tanto en las reacciones electroquímicas, que permiten la disolución del hierro, como en la precipitación de películas protectoras que gobiernan varios de los fenómenos de transporte asociados con las reacciones de corrosión [23]. La velocidad de corrosión decrece con un aumento del ph, esto se relaciona a la formación de bicarbonato y sales carbonatadas (ver ecuaciones 2.2a, 2.2b y 2.2c) y también al descenso de la solubilidad del FeCO 3, lo cual alternadamente permite la formación de una película protectora [9]. Contenido de oxígeno. Como se mencionó en párrafos anteriores, el FeCO 3 es inestable en presencia de oxígeno, por eso la capa pasiva de FeCO 3 normalmente se forma bajo condiciones anaeróbicas. En aplicaciones de campo, el oxígeno puede entrar en el equipo de producción debido a la inyección de agua o de inhibidores. La concentración de oxígeno podría ser mantenida bajo 40 ppb para suprimir la oxidación de iones ferrosos (Fe 2+ ) en iones férricos (Fe +3 ). Adicionalmente a la modificación de la estabilidad de la película, una alta concentración de oxígeno contribuye a un incremento en la velocidad de reacción catódica (reducción del oxígeno) [9].

32 19 Contenido de hierro. El contenido del catión ferroso en solución determina si es posible o no la formación de FeCO 3, pues es necesario exceder el límite de la solubilidad para que el carbonato de hierro precipite. La velocidad de crecimiento del FeCO 3 depende de la temperatura y del nivel de sobresaturación [3]. Flujo. Usualmente la velocidad de corrosión se incrementa con la velocidad del flujo debido a una o más de las siguientes causas: prevención de la formación de las películas pasivas de FeCO 3, remoción de las capas existentes o retardo en el crecimiento de tales capas por el aumento de la transferencia de masa de los reactivos cerca de la superficie. En trabajos realizados por Crolet [21], se presentó un mecanismo de nucleación y crecimiento, en donde el desarrollo de la corrosión localizada es debido a la existencia de un par galvánico estable, entre un pequeño ánodo corroído y un cátodo casi sin ataque a su alrededor. La formación de los pares tiene varias causas tales como: turbulencia, inclusiones no-metálicas, etc. Contenido de CO 2. La velocidad de corrosión uniforme aumenta con altas presiones parciales de CO 2 porque el ph de la solución decrece y la velocidad de reducción del ácido carbónico se incrementa (ecuaciones 2.2a, 2.2b y 2.2c) [9]. En la figura 7, se puede observar la influencia de la presión parcial de CO 2 y de la temperatura sobre la velocidad de corrosión en el hierro puro: Figura 7. Efecto de la temperatura y la presión parcial de CO 2 sobre la velocidad de corrosión para el hierro puro [2].

33 20 Las condiciones de corrosividad del CO 2 y del H 2 S marcan límites que deben tenerse en cuenta para formarse una expectativa de la corrosividad del medio [1]. siguientes [1] : Por ejemplo; las condiciones de corrosividad del acero al carbono de baja aleación, son las Tabla 5. Intervalos de presión de CO 2 y condiciones de corrosividad en aceros al carbono de baja aleación [1]. Condiciones Corrosividad PCO 2 < 0,05 Mpa PCO 2 < 7,25 psi Muy poco probable 0,05 Mpa < PCO 2 < 0,2 Mpa 7,25 psi < PCO 2 < 29 psi Posible PCO 2 > 0,2 Mpa PCO 2 > 29 psi Segura Temperatura. A bajas temperaturas (es decir menos de 60 C), la velocidad de corrosión uniforme aumenta con la temperatura. Se ha determinado que las capas protectoras son formadas más fácilmente a altas temperaturas y la velocidad de corrosión pasa a través de un máximo. La temperatura a la cual la susceptibilidad a la corrosión es más severa es alrededor de los 100 C. Esta conducta de la corrosión está relacionada a la formación del FeCO [8, 10] 3. La temperatura a la cual se observa la velocidad de corrosión máxima depende de la velocidad del flujo y la presión de CO 2, entre otros factores [9]. En la figura 8 se muestra el efecto de la temperatura sobre la velocidad de corrosión para aceros al carbono y aceros con distintos contenidos de cromo en ambientes con dióxido de carbono:

34 21 Figura 8. Efecto de la temperatura sobre la velocidad de corrosión en aceros al carbono y con distintos contenidos de cromo, ensayos efectuados en autoclaves. Agua de mar sintética, presión parcial de CO 2 3 MPa, duración del ensayo 72 horas, velocidad del fluido 2,5 m/s, volumen específico 42 cc/ cm 2 [24]. De acuerdo a trabajos realizados por Ikeda y colaboradores, la velocidad de corrosión del acero al carbono, el acero 2%Cr y el acero 5%Cr inicialmente se incrementa con un aumento de la temperatura, y alcanzan un valor máximo alrededor de los 100 C (212 F). En la región por encima de 150 C (302 F) observó una velocidad de corrosión constante. A baja temperatura, la resistencia a la corrosión se incrementa acorde al contenido de cromo en el acero [12]. Influencia del producto de corrosión sobre la corrosión por CO 2. Los trabajos (Ikeda y colaboradores) también sugieren que en la región por debajo de los 60 C se puede suponer fácilmente que el tipo de corrosión que existe es el tipo I el cual se presenta como una capa suave y poco adhesiva, porque la capa de FeCO 3 podría no producirse fácilmente y disolverse gradualmente, aún si esta capa es temporalmente formada. En la región por encima de 150 C, probablemente hasta 120 C, la corrosión tipo III es fácilmente explicable, porque la velocidad de disolución del hierro ( Fe Fe ( Fe + CO 3 FeCO e ) y la velocidad de formación del FeCO 3 ) son tan altas, que porciones de núcleos cristalinos podrían formarse

35 22 uniformemente sobre la superficie del sustrato, entonces; es de esperar que el sustrato podría ser protegido rápidamente con una capa de FeCO 3 delgada, compacta, homogénea y adhesiva [12]. Influencia de la composición química y la microestructura de los aceros. Numerosos modelos para predecir la corrosión por CO 2 toman en consideración la influencia de diferentes variables ambientales, pero el efecto de la microestructura y la composición química del acero es considerado en pocos de ellos. Recientemente, se presentó un modelo mecanístico para la corrosión por dióxido de carbono con capas protectoras de carbonato de hierro, y se precisó que los efectos debido a la presencia de las películas superficiales de carburo de hierro también necesitan ser introducidos para obtener predicciones más exactas [9]. De otros trabajos de Dugstad y colaboradores [22], es claro que los aceros al carbono y de baja aleación que tengan similar composición se comportan muy diferentes bajo las mismas condiciones ambientales. El rendimiento de los aceros al carbono y de baja aleación en ambientes con dióxido de carbono depende de su microestructura y de su composición química. La microestructura y la composición química no son variables independientes: la misma microestructura puede ser obtenida con diferentes composiciones químicas y viceversa [9]. Otras investigaciones de Niece y Ueda [23] muestran que la microestructura martensítica, producto de un temple-revenido, en un acero con un contenido de cromo dentro de un rango de 0,5-1 % ofrecía una mejor resistencia frente a la corrosión que un acero con microestructura bainítica y martensítica, obtenida por un temple-revenido, con poco o ningún contenido de cromo (< 0,1%). Ellos indicaron que el papel de la microestructura en el mejoramiento de la resistencia a la corrosión en los aceros no está completamente claro. Ikeda y colaboradores [24] expusieron que la adición de bajas concentraciones de cromo en los aceros disminuye la velocidad de corrosión. Llevaron a cabo un análisis de los productos de corrosión y encontraron un enriquecimiento de cromo en los mismos. Los autores mencionan también que los productos de corrosión son adhesivos, rígidos y resistentes.