Selección de los materiales para campos con altos contenidos de H 2 S y CO 2

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1 Selección de los materiales para campos con altos contenidos de H 2 S y CO 2 Autor Responsable del área técnica de Materiales en Aguas Profundas Coautores Investigador Jefe de proyecto Dr. Apolinar Albiter Hernández Dr. Pedro Hernández Hernández M en C. Liborio García Merino 25/octubre/2013 1

2 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 o o o o Revisión de la normatividad Mapa de selección de materiales de fabricantes Pre-selección de materiales (Metodología desarrollada por el IMP) Evaluación de corrosividad del medio mediante software Pruebas de calificación del material en laboratorio Factores que inducen la falla de materiales 3. Conclusiones 2

3 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. 3

4 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 CO 2 hace imposible el uso del acero al carbono en pozos, riser y tubería sobre cubierta. [OTC 23320, 2012] Diseño experimental en instalaciones de Petrobras 4

5 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 H 2 S y CO 2 ) 5

6 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, información de proveedores, etc. (análisis de corrosión) 3. Mediante la calificación del material a condiciones similares a las que estará en servicio. Se evalúan los materiales candidatos mediante pruebas en laboratorio. 6

7 Premisas: Premisas para la selección del material para un campo con altos contenidos de H 2 S y CO 2 Crudo extrapesado 11 API Dilución con CLM (35 API) Altos contenidos de H 2 S (21%mol ) y CO 2 (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 7

8 Condiciones para la selección del material variando los contenidos de H 2 S y CO 2 en diferentes escenarios Escenario 14 API Escenario 21 API ID Descripción Temperatura ( C) Envío Presión (Kg/cm2 ) Envío Mezcla de 14 API, CLM H2S CO2 (%mol) (%mol) Presión parcial Pp H2S (psi) Pp CO2 (psi) L-1 OGD 20"ID X 4.9 km L-2 OGD 16"ID X 4.5 km L-3 OGD 16"ID X 2.8 km L-INTER OGD 24"ID X 0.3 km L-13 ID GDO 20"ID X 19.9 km ppgas = (Presión de trabajo) x (gas % mol/100) Descripción Temperatura ( C) Envío Presión (Kg/cm2 ) Envío Mezcla de 21 API, CLM H2S CO2 (%mol) (%mol) Presión parcial Pp H2S (psi) Pp CO2 (psi) L-1 OGD 20 X 3.2 km L-2 OGD 12 X 4.5 km L-3 OGD 12 X 2.8 km L-4 OGD 24 X 6.8 km L-5 OGD 20 X 3.5 km L-gas GDO Material candidato CRA Material candidato CRA 8

9 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 H 2 S y CO 2 en laboratorio 9

10 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 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 mm (6.25 milésimas de pulgada) por año para línea regular, y de 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 M- 001 para referirse a materiales resistentes al SSC, direccionan a la norma NACE MR0175/ISO

11 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 Aceros al carbono y aceros al carbono de baja aleación Aleaciones Resistentes a la Corrosión (CRA) Corrosión por CO 2 y H 2 S Si Si (*) MIC Si Si SSC/SCC causado por H 2 S Si Si HIC/SWC Si No (*) La presencia de H 2 S en combinación con CO 2 puede también inducir ataque localizado (pitting) en CRA s. 11

12 Mapa de selección de materiales de fabricantes de tubería Tenaris Sumitomo 12

13 Vallourec & mannesmann Mapa de selección de materiales de fabricantes de tubería Sandvik 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. 13

14 Metodología del IMP: Calcular el ph del sistema y susceptibilidad al SSC en aceros al carbono Condiciones L-1 H 2 S= 3.06 %mol CO 2 = 2.25 %mol Presión = 25 kg/cm 2 = psi Temperatura = 60 C Contiene agua ph 2 S = psi, pco 2 = 8.00 psi pph 2 S + ppco 2 = KPa Aplica cuando solo se tienen contenidos de H 2 S y CO 2? 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

15 (psia) Pre-selección de materiales (sin inhibición química) conforme a la normatividad e información de fabricantes de tubería pp CO Vcorr. CC - Alto CO 2 Corrosividad media-alta BB - Bajo CO 2 Corrosión ligera HH - Servicio amargo severo Alto C0 2 Corrosión severa, susceptible al SSC FF - Servicio amargo - Medio CO 2 Corrosividad media alta, susceptible al SSC Gas EE - Servicio amargo - Bajo CO 2 Corrosión ligera, susceptible 14 al SSC API 21 API Gas Crudo (Slug Flow) Aleaciones Resistentes a la Corrosión (CRA) AA - Servicio general No corrosivo DD - Servicio amargo No corrosivo, susceptible al SSC Aceros al carbono de baja aleación (NACE) SSC 0.05 pp H 2 S (psia)

16 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 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. 16

17 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 SSC, LP SSC, HT/HP Corrosión Prueba de agrietamiento inducido por hidrógeno Prueba de agrietamiento por sulfuro bajo esfuerzos (a presión atmosférica ) 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. NACE TM , ph ajustado a 3, y saturado con 100% H 2 S a temperatura ambiente por 96 h. 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 (CO 2 y H 2 S) 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. 17

18 Resultados de las pruebas de calificación del material de acero al carbono API X-52 Condición de prueba Observaciones Comentario Resultados por MEB del acero API X- 52 Prueba: HIC 16 psi pph 2 S, a 25 o C 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%. Prueba: SSC 96 pph 2 S y 53 ppco 2, a 150 C 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. Prueba: CORROSIÓN a 16 psi pph 2 S, a 25 C. V corr. (perdida de peso): 10.6 mpa y por picadura La formación de productos de corrosión (Fe x S y ) pueden reducir la corrosión general. Corrosión localizada, ataque en áreas especificas, velocidad de penetración de 24 hasta 163 mpa. 18

19 Factores que inducen la falla de materiales Factores que Inducen la Falla de Materiales REACCIONES ELECTROQUIMICAS CORROSION TIPO DE MATERIAL MICROESTRUCTURA QUIMICA DE LA SOLUCION CONDICION SUPERFICIAL COMPOSICION QUIMICA IMPUREZAS MATERIAL MEDIO CONDICIONES FISICAS TIPOS DE FLUJO PROPIEDADES MECANICAS ESFUERZOS FALLA PREMATURA SCC, HE y CF SCC Stress Corrosion Cracking HE Hydrogen embritlement CF Corrosion Fatigue INTERNOS + EXTERNOS ESTATICOS DINAMICOS Columna de agua, peso de la estructura, esfuerzos residuales Corrientes marinas, velocidad del viento, 19

20 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 H 2 S y CO 2. Sin embargo, bajo condiciones de flujo hidrodinámico durante operación, estos valores pueden reducirse. 20

21 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. 21

22 Gracias por su atención Preguntas?? Contacto: Dr. Apolinar Albiter Hernández Encargado del Área Técnica de Materiales del Programa de Explotación de Campos en Aguas Profundas del IMP. 22

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