Categorías de tuberías de acero inoxidable para el sector petrolero y de gas

En general, algunos aceros de aleación baja pueden cumplir los requisitos para ambientes corrosivos de petróleo y gas que contienen H2S, pero en los ambientes corrosivos que contienen CO2 o H2S, CO2 y Cl – coexistencia, donde se necesita acero inoxidable Martensítico, acero inoxidable dúctil o incluso aleación basada en níquel. La versión de 1988 de API 5CT añadió grados de acero para tubos resistentes a la corrosión, especificó el grado C75 con grados de acero inoxidable Martensítico de 9Cr y 13Cr

 

Alta resistencia MTubos de acero inoxidable artesiano para pozos de petróleo

 En un entorno húmedo con CO2 como gas principal, suelen producirse daños por corrosión local en los tubos de pozos de petróleo, como la corrosión por pitting y la corrosión intergranular, etc. Si existe Cl–, el daño por corrosión local se intensifica. En general, se considera que la corrosión puede ser ignorada cuando la presión del dióxido de carbono es inferior a 0,021 MPa, y que se producirá la corrosión cuando la presión del dióxido de carbono alcance 0,021 MPa. Cuando el pCO2 sea superior a 0,021 MPa, deben adoptarse medidas adecuadas de protección contra la corrosión. En general, no se producen daños por pitting cuando la fracción de CO2 es inferior a 0,05 MPa.

Se ha demostrado que el efecto del uso de un agente de liberación prolongada para prevenir la corrosión del CO2 es limitado, y el efecto del uso de acero de alto contenido de cromo, como el acero 9%-%Cr, es mejor. Desde la década de 1970, algunos pozos de gas natural han utilizado tubos de acero inoxidable de 9Cr y 13Cr% para prevenir la corrosión del CO2. El Instituto Americano de Petróleo (API) recomienda usar tubos de acero inoxidable martensítico de 9Cr y 13Cr (API L80-9Cr y L80-13Cr) para su uso estandarizado. El acero 13Cr tiene mejor resistencia a la corrosión del CO2, mientras que el acero 9Cr-1Mo tiene mejor resistencia a la fisuración de tensión por estrés H2S. En principio, ninguno de estos dos tipos de acero es adecuado si hay presencia de H2S en la atmósfera de CO2. Cuando el H2S existe en el pozo de petróleo, la resistencia a la SSCC del tubo del pozo debe mejorarse en la medida de lo posible, y se debe aplicar un tratamiento térmico de templado y endurecimiento para obtener martensita uniforme y controlar la dureza lo más posible por debajo de HRC22.

La calidad del acero inoxidable de los pozos de petróleo

Nivel	C	Mo	Cr	No	Cu
9Cr	≤0.15	0.9-1.1	8.0-10.0	≤0.5	/
13Cr	0.15-0.22	/	12.0-14.0	≤0.5	/
SUP9Cr	≤0.03	1.5-2.5	12.0-13.5	4.0-6.0	/
SUP13Cr	≤0.03	1.5-2.5	14.0-16.0	5.0-7.0	0.5-1.5

Sin embargo, los tubos de acero API 13Cr han reducido significativamente la resistencia a la corrosión y han acortado la vida útil cuando la temperatura del pozo de petróleo alcanza los 150 °C o más. Para mejorar la resistencia a la corrosión de los tubos de acero API 13Cr al CO2 y al SSC (desgaste por tensión sulfuroso), se han desarrollado tubos de acero SUP13Cr de bajo contenido en carbono con adición de Ni y Mo. Este tubo de acero puede utilizarse en entornos húmedos con altas temperaturas, altas concentraciones de CO2 y una pequeña cantidad de sulfuro de hidrógeno. La estructura de estos tubos es martensita templada y menos del 5% de ferrita. La resistencia a la corrosión al CO2 se puede mejorar reduciendo el contenido de carbono o añadiendo Cr y Ni, y la resistencia a la corrosión por pitting se puede mejorar añadiendo Mo. En comparación con el tubo de acero API 13Cr, la resistencia a la corrosión al CO2 y al SSC se mejora considerablemente. Por ejemplo, en el mismo entorno corrosivo, la velocidad de corrosión del tubo de acero API 13Cr es de más de 1 mm/año, mientras que la velocidad de corrosión del tubo de acero SUP13Cr se reduce a 0,125 mm/año. Con el desarrollo de pozos profundos y ultraprofundos, la temperatura del pozo de petróleo continúa aumentando. Si se aumenta aún más la temperatura del pozo de petróleo a más de 180 °C, la resistencia a la corrosión del tubo de pozo de petróleo SUP13Cr también comienza a disminuir, lo que no cumple los requisitos de uso a largo plazo. De acuerdo con el principio tradicional de selección de materiales, debería seleccionarse acero inoxidable dúplex o aleación de níquel base.

 

MAcero inoxidable artesiano tubo para tubería de petróleo

El tubo de tubería La conducción de petróleo y gas corrosivos requiere el mismo material resistente a la corrosión que el tubo de la plataforma petrolera. Anteriormente, el tubo se inyectaba generalmente con agentes de liberación sostenida o materiales resistentes a la corrosión como acero inoxidable de doble fase. Este último es inestable en cuanto a su efecto anticorrosión a altas temperaturas y puede causar contaminación ambiental. Aunque el acero inoxidable de doble fase tiene buena resistencia a la corrosión, el coste es elevado y la entrada de calor durante la soldadura es difícil de controlar; la precalentamiento durante la soldadura y el tratamiento térmico posterior a la soldadura en el sitio de construcción presentan dificultades. El tubo martensítico 11Cr para el entorno de CO2 y el tubo martensítico 12Cr para el entorno de CO2 + H2S de traza son puestos en servicio. Este tubo tiene una buena capacidad de soldadura; sin necesidad de precalentamiento ni tratamiento térmico posterior a la soldadura, sus propiedades mecánicas son equivalentes al acero de grado X80 y su resistencia a la corrosión es mejor que la del tubo con agente de liberación retardado o el tubo de acero inoxidable de doble fase.

Tubos de acero inoxidable para tuberías

Nivel	C	Cr	No	Mo
11Cr	≤0.03	11	1.5	/
12Cr	≤0.03	12	5.0	2.0

 

Tubos de acero inoxidable dúplex para la industria petrolera

El acero inoxidable martensítico SUP 15Cr no cumple con los requisitos de resistencia a la corrosión cuando la temperatura del pozo de petróleo (gas) que contiene CO2 supera los 200 °C, y se requiere acero inoxidable dúctil con buena resistencia al CO2 y a las fisuras de corrosión por tensión. Actualmente, 22Cr Los aceros inoxidables dúplex (Austenítico y Ferrítico) adecuados para pozos de CO2 con temperaturas superiores a 200 °C son los 25Cr, mientras que los fabricantes ajustan el contenido de Cr y Ni para ajustar la resistencia a la corrosión. El acero dúplex está compuesto por ferrita más la fase austenítica. Además de Cr y Ni, se pueden añadir Mo y N para mejorar la resistencia a la corrosión. Además del acero dúplex, este tiene una buena resistencia a la corrosión a altas temperaturas, en comparación con el acero inoxidable martensítico, tiene una mejor resistencia a la corrosión por tensión H2S, en la prueba NACE TM 0177-A a temperatura ambiente, en una solución, con una carga de 85%SMYS, en un entorno de presión H2S, el acero inoxidable martensítico solo puede pasar la prueba de presión parcial H2S de 10 kPa. El acero dúplex 25Cr puede pasar la prueba de presión parcial H2S de 100 kPa.

 

En general, en los ambientes donde coexisten CO2 y H2S, o cuando la presión parcial de H2S no alcanza el valor crítico pero el Cl- es muy alto, el acero 13Cr (incluyendo el acero super 13Cr) no puede cumplir con los requisitos. 22Cr Acero inoxidable dúplex (ASF 2205) o acero inoxidable superduplex 25Cr; incluso acero inoxidable con alto contenido de Ni y Cr, así como aleaciones basadas en Ni y Fe-Ni como G3, aleación 825 que contiene más del 20% de Cr y Ni30%.