9. selección de materiales
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Tenaris mircole
Seleccin de materiales
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Enfoque
Cargas mltiples
Perfiles trmicos
Dinmica de fluidos
ImpactoCargas no uniformes
Performaestructu
Performande Produc
Propiedadesmecnicas
Resistenciacorrosin fisuracin
Condiciones d
esafos en el Pozo
Completacin
Produccin
Etc.
Diseo delCasing
(Casos de carga,ambiente, servicio)
Exploracin-Perforacin
(Serviciosasociados)
Casing +Cementacin
SELECCIN DE M
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Control de la corrosin en la etapa de diseo.
Diseo mecnico y seleccin de materiales: Procesos iterativo.
Corrosin y fisuracin ambiental (EC): principales diferencias.
Fisuracin en ambientes conteniendo gas sulfhdrico (H2S).
Corrosin debido a gas carbnico (CO2) disuelto en el agua producida.
Seleccin de materiales: La hoja de ruta.
Seleccin de materiales resistentes a la fisuracin en presencia de gasNorma ISO 15156 (parte 2 y 3).
Seleccin de materiales resistentes a la corrosin carbnica.
Definicin del ambiente secundario: Ambiente de mantenimiento del po
El peor escenario (worst condition) para los tubulares.
Agenda
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Hay ms fallas en equipamientos por corrosin que por sobre
Cracking ambiental (EC)
Carga < Resistencia
Fe Fe+++ 2e-
Control de corrosin en la etapa de diseo
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En la etapa de diseo, se puede obtener un equilibrio ptimo entre el cost
materiales, el costo del uso de otros medios de corrosin como los revestprotectores, y las consecuencias de la corrosin.
Si el control de la corrosin no se considera en la etapa de diseo, el cossubsiguiente de controlar la corrosin es usualmente ms grande que si sen el proceso de diseo.
COSTO [$]
En el proceso de diseo 1XEn el proceso de construccin 5XEn el proceso de inicio 25XDurante el funcionamiento 125X
Fuente:Confe
Control de corrosin en la etapa de diseo
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El diseo mecnico en pozos corrosivos (pozos complejos) debe contemp
iterativo con la seleccin de materiales resistentes a corrosin y/o fisuraciproceso contempla una tarea multidisciplinaria con el grupo de integridad ola compaa.
Errnea seleccin demateriales resistentes
Buen diseomecnico
Proceso iterativo entre diseo mecnico y selede materiales
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Seleccin de Materiales
Corrosin y fisuracin (CrackingPrincipales diferencias
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FALLAS CATASTRPINCHADURAS
Corrosin:sucede en una escala de tiempoprolongada (pueden ser meses o aos).
Dependiendo de la magnitud de la falta dematerial se puede detectar por medio demonitoreo (ej: pasaje de calipers).
La corrosin puede ser mitigada con inhibidores;recubrimientos y/o seleccin de materiales.
Fisuracin:sucede en una esca(pueden ser solo horas o das). Ndetectar las fisuras ambientales econtundente durante la operacin
La fisuracin NOpuede ser mitigrecubrimientos, solo con selecc
Corrosin y fisuracin. Principales diferencias
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Los problemas ms severos causados por el sulfuro de hidrgeno en el cam
Cracking bajo tensin por sulfuros (SSC, Sulfide Stress Cracking)
Cracking inducido por hidrgeno (HIC, Hydrogen Induced Cracking
Cracking inducido por hidrgeno orientado en la direccin de la teStress Oriented Hydrogen Induced Cracking).
Los problemas relacionados con cracking bajo tensin por sulfuros (SSC) sentre 1940 y 1950 en Canad debido a fallas en campo (principalmente Ca
Desde entonces, los mecanismos involucrados as como la manera de mejmateriales expuestos a servicios en medios sourhan sido objeto de intenso
Fisuracin en ambientes con H2S
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Presenciade H2S
Fisuracin
Picado
Corrosin uniforme
( - ) S
( + ) S
Fisuracin en ambientes con H2S
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El ingreso de hidrgeno atmico al metal promueve la fragilizacin (el material pierde
En ambientes aA - Difusin del B - Reduccin cC - Absorcin quD - Difusin por
Fe Fe2+ + 2 e-
H+ + e- Hreduccin protn
H Hads adsorcin
HadsRecombinacin a H2
Ingreso al material (absorcin, H
abs)
Y el H2S? Donde participa en este proceso?
Es un veneno para la recombinacin y, por ello, incrementa la adsorcin
Fisuracin en ambientes con H2S
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H
HH
H
H+
H+
H+
H
H
Una vez en el material el hidrgeno atmico tiende a migrar a zonas cotensiones de traccin, esto es a la punta de fisura!!!
H
De esta manera reducir la resistencia fractomecnica del materiafactor de intensidad de tensiones en el medio)
Fisuracin en ambientes con H2S
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pH
TensinAplicada+residual
Temperatura
MATERIALSUSCEPTIBLE
SSC
Fisuracin en ambientes que contienen H2S
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Rf (Mpa)
Efecto del pH y la resistencia mecnica de los materiales
KIssc
20
25
30
35
40
45
50
750 760 770 780 790 800
YS (Mpa)
KISSC
(MPa(m)1/2)
pH 2,7pH 3,5
pH 4,0
A menor pH (medio ms cido) menor resistencia del acero a la propagacin
Fisuracin en ambientes que contienen H2S
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Introduccin:
Primeros casos conocidos: Texas, EE.UU., 1947 en pozos de gasCorrosin por CO2, o "corrosin dulce", es la forma de ataque ms frecuente que se ela produccin de petrleo y gas. Alrededor del 60% de las fallas en los yacimientos pedebido a la corrosin por CO2
La prediccin de la corrosin por CO2es to dava un pro b lem a tcn
difcil de p redec ir y m itigar.
Corrosin en ambientes que contienen CO2
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Gases Corrosivos: H2S; CO2; O2
Condiciones de operacin:Presin, temp., %H2O, etc
Qumica del agua:Cloruros, pH, cidos
Tipo de Hidrocarburo:Petrleo pesado, condensa
Inhibicin:Eficiencia, disponibilidad, monitoreo
Material:Metalurgia, aleantes
Observacin en campo:
Casos exitosos, fallas
Condiciones dinmicas:Flujo, cambios de forma
Otros:pH in situ, condiciones upset, corte
de agua, carbonatos, etc.
Diseo enambientescon CO2
Corrosin en ambientes que contienen CO2
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A temperatura de 70-80 C se tiene la
mxima solubilidad de FeCO3 enagua. As, menor cantidad de carbonato
precipita y no se forma film protector.
A temperaturas mas elevadas es
posible la formacin de incrustaciones
beneficiosas.
IMPORTANTE: las incrustaciones
tambin pueden generar corrosin bajo
depsito.
Influencia de la Temperatura
0
5
10
15
30 50 70 9Tem p (C)
C.ra
te(mm
/y)
3 b ar CO2 1 b ar CO2 0.3 b a
Corrosin en ambientes que contienen CO2
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Influencia de la metalurgia
MicMarte
Anlisis DRXSuperfieinterna
P
Corrosin en ambientes que contienen CO2
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MicMay
F
AnlisisBaroid
Superficieinterna
Influencia de la metalurgia
Corrosin en ambientes que contienen CO2
Ess
P
-
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El agregado de Cr incrementa la
resistencia al pitting y a la corrosingeneralizada.
Se cree que la presencia de Cr fortalece
la resistencia mecnica del film generado
por los productos de la corrosin.0
1
2
3
4
5
6
7
8
0.1 0.5 % Cr
C.ra
te(mm
/y)
L o c al iz e d
Fuente Flow Velocity Effect on Carbon Steel CO2 Corrosion using a Dynamic Field Tester Jos R.
Castillo (INTEVEP); Ako Ikeda y Masakatu Ue
Influencia de la metalurgia
Corrosin en ambientes que contienen CO2
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13 C
Influencia del Contenido de Cr en la
resistencia a la Corrosin Dulce a diferentestemperaturas (Fuente NKK)
Corrosin en ambientes que contienen CO2
Influencia de la metalurgia
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Influencia del pHA igual temperatura y pCO2un
incremento en el pH disminuye lavelocidad de corrosin.
El pH es un factor preponderante del
ambiente ya que H+ directamente ataca
al metal.
El pH Influencia la solubilidad del FeCO3
en el agua.
Corrosin en ambientes que contienen CO2
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Influencia de la velocidad de flujoLugares en propensos a altas velocidades
de flujo: Codos y T
Area J
Deposiciones
Soldaduras
Las altas velocidades de flujo: Superan la tensin de corte
lmite de los productos de
corrosin
Favorecen la re-disolucin
Disrupted f low : up
Bu lk f low : 2 m/
Disrupted f low : up
Bu lk f low : 2 m/
Corrosin en ambientes que contienen CO2
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Seleccin de materiales
Definicin del ambiente de servResponsabilidad de la operador
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Agentes corrosivos (pCO2; pH2S; Cl-; pH, fsico-qumica del
100
2
2 COContenidopsiTotalPpsiparcialpresinpCO %.)(
1000000
2
2
SHContenidopsiTotalPpsiparcialesinSpH .)(Pr
Cl-(or NaCl) es el contenido en mg/l que se obtiene del anlisis de agua.
NaCl (%) x 0,603 = Cl-(%).
pH: Representa la concentracin del protn hidrgeno en el medio. La estimacin dmuestra cuan cido o bsico es el ambiente de trabajo.
Definicin del ambiente primario (Produccin)
D fi i i d l bi t i i (P d i )
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Cromatografa del gas producido
Anlisis Fsico-qumico del
Definicin del ambiente primario (Produccin)
Agentes corrosivos (pCO2; pH2S; Cl-; pH, fsico-qumica del
D fi i i d l bi t i i (P d i )
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Definicin del ambiente primario (Produccin)
ISO 15156-2
D fi i i d l bi t i i (P d i )
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Si es todo lquido yuna alternativa es ucomposicin del gaseparador
GaGas
Definicin del ambiente primario (Produccin)
D fi i i d l bi t i i (P d i )
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Si la Presin de burbuja no se conoce, se puede usafluencia en fondo, o bien la presin de Reservorio (C
Definicin del ambiente primario (Produccin)
ISO 15156-2
Definicin del ambiente primario (Prod ccin)
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En muchos procesos de corrosin y fisuracin el nivel de acidez de la fase acuosa esEl pH es una medidad de la acidez o alcalinidad del medio.
t = temperatura (
C)
P = presin total (bar)
PCO2= presin parcial de CO2(bar)
TDS = slidos totales disueltos TDS = (Na+)+(Cl-)+(K+)+(Ca+2)+(Mg+2)+(Ba+2 )+(Sr+2 )+(HCO
pH = -log [H+]
En valor de In-si tu pHpuede ser estimado a travs del anlisis de los fl
Ecuacin Oddo-Tomson
585
477051407332
5
958432
5
9004050688
514
2
2
TDPtt
p
pHCO
act ..10.10...
61000.
HCOlog 5-7-
-
3
Si [H+] crece el pH decrese
Definicin del ambiente primario (Produccin)
Clculo del pH
Definicin del ambiente primario
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pH
(pCO2+ pH2S) KPa
4.0
3.5
4.5
5.0
5.5
6.0
6.5
7.0
1 10 100 1000 10000
1
2
34
5
1 : HCO3 - = 0.0 meq / L
2 : HCO3 - = 0.1 meq / L
3 : HCO3 - = 1 meq / L
4 : HCO3 - = 10 meq / L
5 : HCO3 - = 100 meq / L
T = 100
C
T = 20
C
15156-2 Figure D.2
El pH es el mismo a diferentes profundidades del pozo?Cual es la relevancia del pH medido? (aquel que se reporta en el anlisis de agua
Definicin del ambiente primario
Estimacin del pH segn ISO 15156:
La hoja de ruta propuesta
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Siendo el fenmeno de fisuracin quien produce fallas catastrficas en los priorizar primero la seleccin de materiales resistentes a este fenmeno.
La hoja de ruta propuesta
Fisuracin
ISO 15156 Corrosion
Amsec
L h j d t t
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Materialesresistentesa
la
c
orrosincarbnica
Materiales resistentes a la fisuracin en ambientes conteniendo H2S
Dos grupos de materiales para dos tipos diferentes de dao
Aleaciones martensticas
Aceros Duplex
Aleaciones austenticasbase Ni
Aceros al carbono no sour
Aceros de baja aleacin
Aceros al carbono sour
Aceros de baja aleacin
ppCO2
La hoja de ruta propuesta
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Seleccin de materiales resistenla fisuracin
Anlisis preliminar
Seleccin de materiales resistentes a la fisura
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Esta parte est enfocada en la seleccin preliminar de materiales adecuada para ser ambientes con H2S.
Incluye:
Resumen de los puntos relevantes de la norma ISO 15156.
Presentacin de la ventana de aplicacin de los aceros al carbono y de baja anorma ISO 15156 parte 2, focalizada en la norma API5CT/ISO 11960 & Grado(cuando sea posible).
Presentacin de la ventana de aplicacin de los CRAs segn la norma ISO 1focalizada en grados propietarios.
Campo de aplicacin de los grados propietarios CRA Tenaris grados que no enorma ISO 15156 parte 3.
Seleccin de materiales resistentes a la fisura
ISO 15156:
Seleccin de materiales resistentes a la fisura
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Recordemos siempre la responsabilidades del usuario del equipamiento:
Debe definir, evaluar y documentar las condiciones de servicio a las cuales el mateexpuesto para cada aplicacin. Las condiciones definidas deben incluir las exposicioimprevistas que puedan resultar en una falla de la contencin primaria o mtodos de
Debe determinar si las condiciones de servicio son o no las correspondientes a la IS
Asegurar que todo material especificado para el uso en su equipamiento cumpla cocondiciones requeridas para el ambiente de servicio.
Seleccin de materiales resistentes a la fisura
Seleccin de materiales resistentes a la fisura
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Recordemos siempre la responsabilidad del proveedor del equipamiento o m
Conocer los requerimientos metalrgicos y de fabricacin del material y/o equipamser necesario, cualquier requerimiento de ensayo adicional de la norma ISO 15156material seleccionado en la condicin en la cual entrar en servicio.
Cumplir con los requerimientos de marcacin y documentacin de los materiales norma ISO 15156-2:2009, Clusula 9, o ISO 15156-3:2009, 7.2, segn correspond
Seleccin de materiales resistentes a la fisura
Seleccin de materiales resistentes a la fisura
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Que interviene?
Los factores que afectan la susceptibilidad de los materiales metlicos a la fisuragrios como la presin parcial de H2S, el pH in situ, los cloruros disueltos u otrosulfuro elemental u otros oxidantes, temperatura, efectos galvnicos, esfuerzostiempo de exposicin en contacto con fase acuosa.
Las propiedades metalrgicas que afectan el desempeo del material en ambiecontienen H2S, incluyendo composicin qumica, mtodo de fabricacin, tipo deresistencia, cantidad de trabajo en fro, condicin y microestructura del tratamie
ISO 15156se aplica a los criterios convencionales de diseo elstico. Para disecriterios de diseo plstico, no es apropiado el uso de esta parte de la norma IS
ISO 15156 se refiere nicamente a fisuracin.
Seleccin de materiales resistentes a la fisura
Seleccin de materiales resistentes a la fisura
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ISO 15156 establece tres caminos diferentes de clculo:
Seleccin de materiales resistentesa la fisuracin en ambientes con H
2
S
Seleccin de materiales reSSC/SCC de tablas y listasISO151562 y 3 Anexo A
Clasificacin basada en excampo documentadaISO15156 - 1.Prrafo 8.2
Clasificacin basada en ensLaboratorio
ISO15156 - 1.Prrafo 8.2
Seleccin de materiales resistentes a la fisura
ISO 15156 parte 2 Aceros al carbono de baja a
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ISO 15156 parte 2. Aceros al carbono de baja a
ISO 15156 parte 2 Aceros al carbono de baja a
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1. Composicin qumica, proceso de fabricacin, tipo de producto, resistencia, dure
sus variaciones locales, cantidad de trabajo en fro, condiciones de tratamiento tmicroestructura, uniformidad de la microestructura, tamao de grano y limpieza
2. Presin parcial de H2S en el gas o la concentracin equivalente en fase acuosa
3. Acidez (pH in situ) de la fase acuosa.
4. Concentracin de ion cloruro de la fase acuosa.
5. Presencia de sulfuro u otro oxidante.
6. Exposicin a fluidos que no son de produccin.
7. Exposicin a la temperatura.
8. Esfuerzos de tensin aplicados: Esfuerzos aplicados mas esfuerzos mas esfuer
9. Tiempo de exposicin.
Factores interactuantes en el desempeo de los aceros
ISO 15156 parte 2. Aceros al carbono de baja a
ISO 15156 parte 2 Aceros al carbono de baja a
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Seleccin de materiales resistentes a SSC/SCC de tablas y listas existenteISO15156-2
Opcin 1:Utilizando Tabla A2
pH2S < 0.05psi pH2S 0.05psi
Opcin 2: Seleccin para aplicacioneservicio agrio. Utilizando grfico p
T
C; pH2S pH2S; pH in-situ; T
Regin 0 Regin 1 Regin
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Opcin 1:
ISO 15156 parte 2. Aceros al carbono de baja a
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ISO 15156 parte 2. Aceros al carbono de baja a
Opcin 1: ppH2S < 0,3Kpa (0,05psi)
ISO 15156 parte 2. Aceros al carbono de baja a
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ISO 15156 parte 2. Aceros al carbono de baja a
Opcin 1: ppH2S < 0,3Kpa (0,05psi)
ISO 15156 parte 2. Aceros al carbono de baja a
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ISO 15156 parte 2. Aceros al carbono de baja a
Opcin 1: ppH2S < 0,3Kpa (0,05psi)Tabla 3
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SO 5 56 pa te ce os a ca bo o de baja a
Tipo deacero
Ys max
TratamTrm
Ensayo de calificacMtodo A (UT
HRC(va
En resumen es importante considerar
Para todas las temperaturas
Para temper
Opcin 1: ppH2S < 0,3Kpa (0,05psi)
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80(175)
65
(150)
Temperaturamnimadeexposicin
107(225)
1101059580
41xx
-
Q+T
CALIFICADO
Max 26GRADOS PROPIETARIOS
22HRCMax
Tipo deacero
Ys max
TratamientoTrmico
Ensayo de calificacinMtodo A (UT)
HRC max(valor)
Tenaris lleva a cpara grados
H40, J55,K55
M65,L80 Tipo 1
C90Tipo 1
T95Tipo 1
N80Q, C95
GRADOS PROPIETARIOS
125
GRADOS PROPIETARIOS
41xx
Max125
Q+T
ENSAYOS BATCH
Max 30
N80 P110
p j
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Seleccin de materiales resistentes a SSC/SCC de tablas y listas existenteISO15156-2
Opcin 1:Utilizando Tabla A2
pH2S < 0.05psi pH2S 0.05psi
Opcin 2: Seleccin para aplicacioneservicio agrio. Utilizando grfico p
TC; pH2S
pH2S; pH in-situ; T
Regin 0 Regin 1 Regin
p j
Opcin 2:
ISO 15156 parte 2. Aceros al carbono de baja a
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p j
Opcin 2: seleccin basada en las regiones 0, 1, 2 y 3.
Grfico Basado en la n
0.001 0.01 0.1 1 10
4.5
5.5
6.5
3.5
2.5
3
2
1
0
0.05 psi
PH2S, bar
pHInsitu
SinServicio
Agrio
Servicio
Agrio LeveRegin
Intermedia
ServicioAgrio
Severo
ISO 15156 parte 2.
-
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p
Aleaciones resistentes a la corrosin:El anexo A define las condiciones metalrgicas aceptables y los lmites ambiencuales se espera que las aleaciones resistan la fisuracin o cracking.
La Tabla A.1 es una gua de uso de las tablas de seleccin del Anexo A. Sub-clausulcontienen tablas para la seleccin.
Estas tablas establecen lmites del ambiente, y en algunos casos condiciones mecnmetalrgicas a cumplir, para asegurar resistencia al cracking.
Las tablas muestran los lmites con respecto a:
TemperaturaPresin parcial de H2SClorurosIn situ pH
Azufre elementalEstos lmites se aplican en forma conjunta
ISO 15156 parte 2.
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Aleaciones resistentes a la corrosin martensticas:
En ISO 15156 parte 3 hay dos aceros Martensticos de inters:
Tipo C Si Mn Cr Ni Mo
Cr13 0.22 Max. 1.00 Max. 1.00 Max. 12.0-14.0 0.50 Max. -
Cr13 S 0.05 Max. 1.00 Max. 0.30 Max. 11.5-14.0 4.50-7.00 1.50-2.0
Cr13 M 0.05 Max. 1.00 Max. 0.30 Max. 11.5-13.5 3.00-6.50 0.50-2.50
ISO 15156 parte 2.
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Aleaciones resistentes a la corrosin martensticas:De los grados 13Cr convencionales, slo el grado 80 puede ser considerado si hay p
Los grados modificados Cr13M no son una opcin si hay H2S.
Grados Cr13S (95 y 110) pueden ser considerados en el caso de bajas presiones pa
MaterialDominio ISO 15156 y/o Tenaris NKK(para evitar fisuracin en ambientes con H2S)
13CrGrado 80: 1.5 psi H2S max y pH 3.5
Grados 85 y 95: no H2S
Cr13M No H2S
Cr13S 0.15 psi H2S max y pH 4.5
ISO 15156 parte 2.
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Aleaciones Duplex:Acero Grupo Categora UNS No. Grado(Ksi) CondicinRango
Fluencia(Ksi)
Resistea
min. (K
SAF 2205 2 22-5-3 S31803
65 Ksi SA 65-90 90 110 Ksi CW 110-140 125
125 Ksi CW 125-150 130
140 Ksi CW 140-160 145
SAF 2507 2 25-7-4 S32750
80 Ksi SA 80-105 110
125 Ksi CW 125-150 130
140 Ksi CW 140-160 145
C Si Mn Cr P S Ni Mo
Max. Max. Max. Nom. Max. Max. Nom. Nom.
22Cr 0.03 1.00 2.00 22.0 0.030 0.015 5.00 3.20
25Cr 0.03 0.80 1.20 25.0 0.035 0.015 7.00 4.00
(*) Valores de dureza menores pueden ser garantizados en caso de ser especificado por el cliente.Se debe realizar un anlisis caso a caso.
Aleaciones Duplex:
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Aleaciones Duplex:ISO 15156 establece un lmite al H2S mucho mayor para el sper Duplex 25Cr que p22Cr.
No se establecen restricciones de temperatura o pH.Lmite de cloruros es mencionado para el Sper Duplex.
MaterialDominio ISO 15156(para evitar fisuracin en ambientes con H2S)
22Cr
0.3 psi H2S mx.
36 HRC mx.
25Cr
3 psi H2S mx.
120000 mg/l cloruros.
36 HRC mx.
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Aleaciones austenticas:
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Seleccin de materiales resistenla corrosin carbnica
Anlisis preliminar
La hoja de ruta propuesta
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Una vez que la primera etapa del anlisis se ha completado (evitar fisuracideterminar si los materiales candidatos son adecuados o no desde el puntocorrosin.
Este criterio aplica para los materiales permanentemente expuestos al med
Fisuracin
ISO 15156Corrosion
Amsec
Corrosin por CO2
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Aleaciones resistentes a la corrosin:Regla general sobre la ppCO2para acero al carbono (API 50):
PCO2< 7 psi (0,5 bar)Riesgo BAJO7 psi (0,5 bar) 30 psi (2 bar)Riesgo ALTO
Slo es una regla general y ha sido ampliamente mencionada en la bitanto sobre pozos de gas como de petrleo.
Tiene que ser utilizada para una primera mirada sobre los posibles esc
Brinda una indicacin de la limitada resistencia a la corrosin de los accarbono y de baja aleacin en ambientes dulces.
Corrosin por CO2. Lmites de uso para el 13C)
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Este es un dominio simplificadopara el primer paso de la seleccin; demuestra que los lmites pel contenido de cloruro existen para 13Cr convencional y se encuentran interrelacionados.Tenaris puede realizar una evaluacin ms precisa por medio del uso de un modelo, si se brinda indel ambiente.
0
5
10
15
Temperatura (C)
NaCl(%)
100 150 17050
TN Cr13TN Cr13M
TN Cr13S
TN Cr13MTN Cr13S
RESISTENCIA A L
GRADO
TN Cr 13 TN Cr 13 M or S
Este grfico puede brinlmite de temperatura u150 C y Cl- siendo no 50000 mg/lt
Corrosin por CO2. Lmites de uso para el 13C
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A partir de un trabajo integral de Cseleccin para las aleaciones resicorrosin en la industria del petrconfirma la dependencia de una teservicio mximo y el contenido de
Est claro que la temperatura mtambin de la presin parcial de C
Se debe enfatizar que estos dominios se determinan ante ausencia de O2, H2S y azufre
Los aceros inoxidables martensti
demostrado un buen rendimiento produccin con alto contenido de H2S.
Ms all de las condiciones presentadas para los aceros martensticos 13Cr es nece
CRAs en ambientes con CO2
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Ms all de las condiciones presentadas para los aceros martensticos 13Cr, es necelas metalurgias con una pelcula pasiva mejorada, presentando una resistencia a la colocalizada mejorada.
Las principales familias utilizadas para OCTG son:
Aceros inoxidables duplex y superduplex Aceros austenticos de alta aleacin Aleaciones de base nquel
Los mas difundidos son los aceros duplex (22Cr), superduplex (25Cr) y austenticos d(Sanicro 28 y 29), y centraremos el anlisis en esas familias.
Estos materiales son altamente resistentes a la corrosin CO2y, en consela principal consideracin para determinar su idoneidad.
La corrosin por picado y/o cracking son las principales preocupaciones: ccloruro, temperatura, presencia de H2S y pH son los principales factores qsu aceptacin.
Corrosin por CO2. Lmites de uso para Duple
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En ambientes dulces, los aceros ipermiten ir ms all de los lmitesde los aceros inoxidables martens
Tpicamente, se considera un lm22% Cr.
Superduplex es an ms resisten
Pozos de produccin con un a
CO2y bajo H2S. Pozos por inyeccin de agua ( Pozos por inyeccin de CO2.
Corrosin por CO2. Lmites de uso para Sper
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Alta resistencia en general, alta recorrosin (y a la erosin); en contaceros inoxidables martensticos ypresentados anteriormente, es alta los ambientes que contienen H2
Sanicro 28 y 29 Alta resistencia a la corrosin
rendija. Utilizado para Tubing, Casing
produccin de alta resistenciasulfdricos.Sanicro 29 ndice PRE ms alto que Sani Desarrollado para mejorar la r
corrosin localizada en conceCl-, CO2y H2S a altas tempera
Corrosin por CO2. Lmites de uso para aleacibase Nquel
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base NquelCuando los aceros austenticos dson los adecuados para el ambiencaso de una temperatura muy altaaleaciones de nquel son la opcirendimiento.
El grfico del trabajo de Craig mutemperatura mxima muy alta quealcanzada en el caso de la aleaci
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Definicin del ambiente secundAmbiente de mantenimiento del
La hoja de ruta propuesta
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Luego de haber analizado el ambiente primario (ambiente de produccin), de vista de fisuracin y corrosin, es importante considerar el ambiente secambiente de mantenimiento del pozo).
Fisuracin
ISO 15156
CorrosionAm
sec
El bi t d i i i l t d l di i f t l i d l
Riesgos a considerar debido al ambiente secu
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El ambiente de servicio incluye todas las condiciones que afectan la corrosin de los mcandidatos. Se debe considerar la produccin (ambiente primario) y el mantenimientosecundario).
Las consecuencias de ignorar la potencial incompatibilidad de las aleaciones resistecorrosin con el ambiente secundario pueden ser severas.
Ambiente primario Ambiente secundario
Agua de produccin
Gases: C-n; CO2; H2S
Petrleo
CO3H-; Cl-; Na+; etc.
Salmueras
Lodo de perforacin
Estimulacin cida
Inhibidores de corrosin
Inhibidores de escamado
Riesgos a considerar debido al ambiente secu
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Fuente:Corrosion 2001
Tasas de corrosin de diferentes materiales expuestos a cido fresco y cidos gastad
FIGU
Prueba 2522C24hs. a 80C a HCl
2% Inhibidor
FIGUR
Prueba 2422Cr exa 80C a cido usa13,5% + HF 1,5%
Pruebas con HCl + HF frescoTasas de corrosin generales (mpa)
Pruebas con HCl+HF gastadoTasas de corrosin generales (mpa)
Estimulacin cida:
Riesgos a considerar debido al ambiente secu0.09
16
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Salmueras de baja densidad Salmueras de alta den
NaBr NaCl (14 days)NaCl (30 days) CaCl20.00
0.01
0.02
0.03
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08
Tasadecorrosin(mm/ao)
TN80Cr3TN80SSL80
ZnBr2 CaBr2 + ZnBr2 Ca
0
2
4
6
8
10
12
14
Tasadecorro
sin(mm/ao)
TTL
Salmuera Gravedad especfica Inhibidor
kg/lt (lb/gal) cm3/lt
NaCl 1,1 (9,17) -
NaBr 1,1 (9,17) -
CaCl2 1,1 (9,17) -
Salmuera Gravedad especfic
kg/lt (lb/gal)
ZnBr2 1,8 (15,0)
CaBr2+ZnBr2 1,8 (15,0)
CaBr2+ZnBr2+Inhibidor 1,8 (15,0)
Riesgos a considerar debido al ambiente secu
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El problema comenz cuando despus del anlisis de falla sobreel Tubing CRA (Aleacin resistente a la corrosin), la compaadetect que la fisura original estaba localizada en la superficieexterna del tubo, que se expuso a la salmuera del fluido determinacin.
SA
LMUERA
Algunos casos de fallas generados por las salmueras alta dsobre las aleaciones resistentes a la corrosin:
Riesgos a considerar debido al ambiente secu
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Algunos casos de fallas generados por las salmueras alta dsobre las aleaciones resistentes a la corrosin:Informacin de bibliografa sobre fallas de las aleaciones resistentes a la corrosin en
secundario. Resak A-6
CaCl2 salmuera (11 ppg) Reservorio: alto CO2 (44 a 96 bar), bajo H2S (0,004 a 0,014 bar); bajo cont
(3000 a 8000 ppm). Temperatura entre 140 and 156C. Material: Super Cr13 95Ksi. Fall despus de 14 das.
Deep Alex CaCl2 salmuera (11 ppg) Condiciones del reservorio: alto CO2(46 bar), bajo H2S (max. 0,017 bar). Sin informacin sobre Cl-. Temperatura 188C. Material 22Cr 130Ksi, bisulfato de amonio inhibido con tiocianato de sodio. F
de 30 das.
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Peor escenario (worst conditiontubulares y tipo de pozos
Definir el peor escenario es CLAVE
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Una tarea clave en este proceso es escoger
correctamente las worst conditions que se espeen el pozo.
Pueden ser estas distintas segn analicemos
cracking o corrosin?
Pueden estas ser distintas para distintos grupos d
materiales?
Peor escenario para CRACKING
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En general, para cracking, las peores condiciones corresponden al cierre de pozo, dad
Las presiones son mayores que en condiciones de produccin.
Las temperaturas (sobre todo en la seccin superior del pozo) pueden valores bajos, cercanos a temperatura ambiente o aun menos en boca.
Las cargas axiales suelen ser mas altas.
Como se ha mencionado, la tendencia al SSC aumenta a:
Baja temperatura
Bajo pH
Alta presin parcial de H2S
Peor escenario para CRACKING
Aceros al carbono
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Pozos de gas: Presin en boca o en fondo de pozo?
El uso de la presin en fondo (mayor que en boca) para calcular la ppH2S puede ser d
conservativo (ya que el SSC es mas probable a baja temperatura). Sin embargo, alguusan este criterio para determinar la worst conditionen trminos de presin parcial de
Otras compaas usan directamente la presin en boca de pozo (ya que all coexistentemperatura y en general el ms alto esfuerzo de traccin). Este criterio no es consertrminos de presin parcial de H2S.
Para anlisis preliminares creemos conveniente usar un enfoque conservativo e
presin parcial de H2S.El modo ms completo de analizar esto es trabajando con perfiles de presiones y temcubrir los distintos sectores de la tubera.
Aceros al carbono:
Peor escenario para CRACKING
Aceros al carbono:
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Pozos de petrleo: Presin en boca o en fondo de pozo?
Para pozos de petrleo creemos conveniente utilizar el punto de burbuja para e
mxima presin parcial de H2S que puede aparecer en el sistema.Si la presin de burbuja no est disponible, el uso de la presin en fondo para condicies una opcin conservativa (pero puede ser muy sobre-conservativa en pozos donde gas ocurre muy cerca de la boca del pozo).
Nuevamente, el modo ms completo de analizar esto es trabajando con perfiles de prparciales y temperaturas para cubrir los distintos sectores de la tubera.
Aceros al carbono:
Peor escenario para CRACKING
Aceros al carbono:
-
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Tengamos presente el carcter aproximado de estos clculos:
El contenido de H2S en el gas no es constante.
A veces el contenido de H2S es un promedio de varios pozos o incluso inferido a parten el rea.
El comportamiento de los gases no es ideal (conservativo!).
El pH no se mide sino que se estima.
Su estimacin requiere de las presiones parciales de H2S y CO2que son aproximada
La composicin del agua se considera constante a lo largo de la tubera.
Estas consideraciones sern relevantes sobre todo cuando del anlisis prelimincondicin borderline.
Aceros al carbono:
Peor escenario para CRACKING
Aleaciones resistentes a la corrosin:
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Inoxidables Martensiticos:
Su tendencia al cracking in medios conteniendo H2S aumenta a bajo pH; alta presin baja temperatura.
El analisis de worst conditionses similar al mostrado para carbon/low alloy steels.Duplex:
Su tendencia al cracking en medios conteniendo H2S aumenta a bajo pH y alta presi
No hay acuerdo generalizado respecto del efecto de la temperatura.
Dado que ISO 15156 no incluye lmites de pH para estos materiales, el uso de las cones conservativo.
Sanicro 28/29:Su tendencia al cracking in medios conteniendo H2S aumenta a alta presin parcial dtemperatura.
Utilizar condiciones de fondo como worst conditions (mxima temperatura y mparcial de H2S).
Aleaciones resistentes a la corrosin:
Peor escenario para CRACKING
Mximas presiones parciales a considerar:
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Para el uso de rules of thumb o dominios grficos, la mxima presin parcial de COpodra ser:
Para pozos de gas:La presin de fondo en condiciones de cierre en bocao bien la presin de fondode produccin.
Dado que se espera que un pozo permanezca slo durante tiempos cortos en condicenfoque ms racional sera el de adoptar la segunda opcin (considerar altas presiones conservativo y puede penalizar fuertemente la eleccin del material)
Para pozos de petrleo:
La presin de burbuja.
Si la presin de burbuja no es conocida, puede usarse la presin de fondo en condiciproduccin (conservativo).
Mximas presiones parciales a considerar:
El tipo de tubera es determinante en la seleccin
Peor escenario segn el tipo de tubera
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El tipo de tubera es determinante en la seleccin
Fisuracin por H2S
Fluido de empaquecon inhibidor
Tuberas conposible
contacto con elfluido
Corros
tuberas en
contactopermanentecon el fluido
Fluido de empaquecon inhibidor
Para secciones que no estn continuamente expuestasa fluidos de produccin, la
Peor escenario segn el tipo de tubera
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ambiente agresivo es la mayora de las veces accidental y/o de corta duracin. El prinseleccin de esta seccin tubular es, por lo tanto, la fisuracin por H2S debido a que ocortos si el material es susceptible.
Por otro lado, la corrosin debida a los fluidos de produccin, generalmente toma mucen la seleccin de este tipo de tuberas, podra no ser tenido en cuenta inicialmente.
La no exposicin permanente, es la razn por la cual los aceros al carbono y baja aleamateriales de Casing ms usados por la industria. En una seleccin preliminar, en trmlos aceros al carbono/baja aleacin son la opcin por default para tubulares no expu
continuamente.
Si hay presencia de H2S , la seleccin se realiza segn los lineamientos de la ISO 15
Siempre se deben considerar las condiciones ms demandantes (en trminos dtemperatura, contenido H2S y presin). Por ejemplo: condicin de shut in, prdid
Peor escenario segn el tipo de tubera
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1. Seleccionar para evitar Fisuracin (NUNCA es aceptable). Se debemateriales que sean resistentes a este tipo de dao, descartar los que
2. Seleccionar para reducir Corrosin (para materiales continuamentfluidos de produccin). del grupo de materiales candidatos tras la etala seleccin del ms apto para resistir el ataque corrosivo.
3. En este paso se deben tener en cuenta los objetivos de la seleccin pamejor solucin tcnico-econmica.
4. Recordar que con la Corrosin se puede convivir, dentro de ciertos lmimedidas de mitigacin.
Finalmente se seleccionan los candidatos que renan no solamente las pro
La hoja de ruta propuesta
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Finalmente se seleccionan los candidatos que renan no solamente las promecnicas para soportar las cargas operativas del pozo, sino tambin las ccorrosivas del pozo y de los fluidos de mantenimiento.
Fisuracin
ISO 15156
CorrosionAm
sec
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