{"id":2253,"date":"2021-08-11T05:57:12","date_gmt":"2021-08-11T05:57:12","guid":{"rendered":"https:\/\/wldstainless.com\/?p=2253"},"modified":"2024-08-07T02:11:10","modified_gmt":"2024-08-07T02:11:10","slug":"stainless-steel-pipe-grades-for-oil-and-gas-field","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/wldstainless.com\/es\/stainless-steel-pipe-grades-for-oil-and-gas-field\/","title":{"rendered":"Categor\u00edas de tuber\u00edas de acero inoxidable para el sector petrolero y de gas"},"content":{"rendered":"

En general, algunos aceros de aleaci\u00f3n baja pueden cumplir los requisitos para ambientes corrosivos de petr\u00f3leo y gas que contienen H2S, pero en los ambientes corrosivos que contienen CO2 o H2S, CO2 y Cl \u2013 coexistencia, donde se necesita acero inoxidable Martens\u00edtico, acero inoxidable d\u00factil o incluso aleaci\u00f3n basada en n\u00edquel. La versi\u00f3n de 1988 de API 5CT a\u00f1adi\u00f3 grados de acero para tubos resistentes a la corrosi\u00f3n, especific\u00f3 el grado C75 con grados de acero inoxidable Martens\u00edtico de 9Cr y 13Cr<\/p>\n

 <\/p>\n

Alta resistencia <\/strong>M<\/strong>Tubos de acero inoxidable artesiano para pozos de petr\u00f3leo <\/strong><\/h3>\n

\u00a0<\/strong>En un entorno h\u00famedo con CO2 como gas principal, suelen producirse da\u00f1os por corrosi\u00f3n local en los tubos de pozos de petr\u00f3leo, como la corrosi\u00f3n por pitting y la corrosi\u00f3n intergranular, etc. Si existe Cl\u2013, el da\u00f1o por corrosi\u00f3n local se intensifica. En general, se considera que la corrosi\u00f3n puede ser ignorada cuando la presi\u00f3n del di\u00f3xido de carbono es inferior a 0,021 MPa, y que se producir\u00e1 la corrosi\u00f3n cuando la presi\u00f3n del di\u00f3xido de carbono alcance 0,021 MPa. Cuando el pCO2 sea superior a 0,021 MPa, deben adoptarse medidas adecuadas de protecci\u00f3n contra la corrosi\u00f3n. En general, no se producen da\u00f1os por pitting cuando la fracci\u00f3n de CO2 es inferior a 0,05 MPa.<\/p>\n

Se ha demostrado que el efecto del uso de un agente de liberaci\u00f3n prolongada para prevenir la corrosi\u00f3n 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 d\u00e9cada de 1970, algunos pozos de gas natural han utilizado tubos de acero inoxidable de 9Cr y 13Cr% para prevenir la corrosi\u00f3n del CO2. El Instituto Americano de Petr\u00f3leo (API) recomienda usar tubos de acero inoxidable martens\u00edtico de 9Cr y 13Cr (API L80-9Cr y L80-13Cr) para su uso estandarizado. El acero 13Cr tiene mejor resistencia a la corrosi\u00f3n del CO2, mientras que el acero 9Cr-1Mo tiene mejor resistencia a la fisuraci\u00f3n de tensi\u00f3n por estr\u00e9s H2S. En principio, ninguno de estos dos tipos de acero es adecuado si hay presencia de H2S en la atm\u00f3sfera de CO2. Cuando el H2S existe en el pozo de petr\u00f3leo, la resistencia a la SSCC del tubo del pozo debe mejorarse en la medida de lo posible, y se debe aplicar un tratamiento t\u00e9rmico de templado y endurecimiento para obtener martensita uniforme y controlar la dureza lo m\u00e1s posible por debajo de HRC22.<\/p>\n

La calidad del acero inoxidable de los pozos de petr\u00f3leo<\/em><\/strong><\/p>\n\n\n\n\n\n\n\n
Nivel<\/td>\nC<\/td>\nMo<\/td>\nCr<\/td>\nNo<\/td>\nCu<\/td>\n<\/tr>\n
9Cr<\/td>\n\u22640.15<\/td>\n0.9-1.1<\/td>\n8.0-10.0<\/td>\n\u22640.5<\/td>\n\/<\/td>\n<\/tr>\n
13Cr<\/td>\n0.15-0.22<\/td>\n\/<\/td>\n12.0-14.0<\/td>\n\u22640.5<\/td>\n\/<\/td>\n<\/tr>\n
SUP9Cr<\/td>\n\u22640.03<\/td>\n1.5-2.5<\/td>\n12.0-13.5<\/td>\n4.0-6.0<\/td>\n\/<\/td>\n<\/tr>\n
SUP13Cr<\/td>\n\u22640.03<\/td>\n1.5-2.5<\/td>\n14.0-16.0<\/td>\n5.0-7.0<\/td>\n0.5-1.5<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

Sin embargo, los tubos de acero API 13Cr han reducido significativamente la resistencia a la corrosi\u00f3n y han acortado la vida \u00fatil cuando la temperatura del pozo de petr\u00f3leo alcanza los 150 \u00b0C o m\u00e1s. Para mejorar la resistencia a la corrosi\u00f3n de los tubos de acero API 13Cr al CO2 y al SSC (desgaste por tensi\u00f3n sulfuroso), se han desarrollado tubos de acero SUP13Cr de bajo contenido en carbono con adici\u00f3n de Ni y Mo. Este tubo de acero puede utilizarse en entornos h\u00famedos con altas temperaturas, altas concentraciones de CO2 y una peque\u00f1a cantidad de sulfuro de hidr\u00f3geno. La estructura de estos tubos es martensita templada y menos del 5% de ferrita. La resistencia a la corrosi\u00f3n al CO2 se puede mejorar reduciendo el contenido de carbono o a\u00f1adiendo Cr y Ni, y la resistencia a la corrosi\u00f3n por pitting se puede mejorar a\u00f1adiendo Mo. En comparaci\u00f3n con el tubo de acero API 13Cr, la resistencia a la corrosi\u00f3n al CO2 y al SSC se mejora considerablemente. Por ejemplo, en el mismo entorno corrosivo, la velocidad de corrosi\u00f3n del tubo de acero API 13Cr es de m\u00e1s de 1 mm\/a\u00f1o, mientras que la velocidad de corrosi\u00f3n del tubo de acero SUP13Cr se reduce a 0,125 mm\/a\u00f1o. Con el desarrollo de pozos profundos y ultraprofundos, la temperatura del pozo de petr\u00f3leo contin\u00faa aumentando. Si se aumenta a\u00fan m\u00e1s la temperatura del pozo de petr\u00f3leo a m\u00e1s de 180 \u00b0C, la resistencia a la corrosi\u00f3n del tubo de pozo de petr\u00f3leo SUP13Cr tambi\u00e9n comienza a disminuir, lo que no cumple los requisitos de uso a largo plazo. De acuerdo con el principio tradicional de selecci\u00f3n de materiales, deber\u00eda seleccionarse acero inoxidable d\u00faplex o aleaci\u00f3n de n\u00edquel base.<\/p>\n

\u00a0<\/strong><\/p>\n

M<\/strong>Acero inoxidable artesiano<\/strong>\u00a0tubo para tuber\u00eda de petr\u00f3leo<\/strong><\/h3>\n

El tubo de tuber\u00eda<\/a> La conducci\u00f3n de petr\u00f3leo y gas corrosivos requiere el mismo material resistente a la corrosi\u00f3n que el tubo de la plataforma petrolera. Anteriormente, el tubo se inyectaba generalmente con agentes de liberaci\u00f3n sostenida o materiales resistentes a la corrosi\u00f3n como acero inoxidable de doble fase. Este \u00faltimo es inestable en cuanto a su efecto anticorrosi\u00f3n a altas temperaturas y puede causar contaminaci\u00f3n ambiental. Aunque el acero inoxidable de doble fase tiene buena resistencia a la corrosi\u00f3n, el coste es elevado y la entrada de calor durante la soldadura es dif\u00edcil de controlar; la precalentamiento durante la soldadura y el tratamiento t\u00e9rmico posterior a la soldadura en el sitio de construcci\u00f3n presentan dificultades. El tubo martens\u00edtico 11Cr para el entorno de CO2 y el tubo martens\u00edtico 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 t\u00e9rmico posterior a la soldadura, sus propiedades mec\u00e1nicas son equivalentes al acero de grado X80 y su resistencia a la corrosi\u00f3n es mejor que la del tubo con agente de liberaci\u00f3n retardado o el tubo de acero inoxidable de doble fase.<\/p>\n

Tubos de acero inoxidable para tuber\u00edas<\/strong><\/em><\/p>\n\n\n\n\n\n
Nivel<\/td>\nC<\/td>\nCr<\/td>\nNo<\/td>\nMo<\/td>\n<\/tr>\n
11Cr<\/td>\n\u22640.03<\/td>\n11<\/td>\n1.5<\/td>\n\/<\/td>\n<\/tr>\n
12Cr<\/td>\n\u22640.03<\/td>\n12<\/td>\n5.0<\/td>\n2.0<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

\u00a0<\/strong><\/p>\n

Tubos de acero inoxidable d\u00faplex para la industria petrolera<\/h3>\n

El acero inoxidable martens\u00edtico SUP 15Cr no cumple con los requisitos de resistencia a la corrosi\u00f3n cuando la temperatura del pozo de petr\u00f3leo (gas) que contiene CO2 supera los 200 \u00b0C, y se requiere acero inoxidable d\u00factil con buena resistencia al CO2 y a las fisuras de corrosi\u00f3n por tensi\u00f3n. Actualmente, 22Cr<\/a> Los aceros inoxidables d\u00faplex (Austen\u00edtico y Ferr\u00edtico) adecuados para pozos de CO2 con temperaturas superiores a 200 \u00b0C son los 25Cr, mientras que los fabricantes ajustan el contenido de Cr y Ni para ajustar la resistencia a la corrosi\u00f3n. El acero d\u00faplex est\u00e1 compuesto por ferrita m\u00e1s la fase austen\u00edtica. Adem\u00e1s de Cr y Ni, se pueden a\u00f1adir Mo y N para mejorar la resistencia a la corrosi\u00f3n. Adem\u00e1s del acero d\u00faplex, este tiene una buena resistencia a la corrosi\u00f3n a altas temperaturas, en comparaci\u00f3n con el acero inoxidable martens\u00edtico, tiene una mejor resistencia a la corrosi\u00f3n por tensi\u00f3n H2S, en la prueba NACE TM 0177-A a temperatura ambiente, en una soluci\u00f3n, con una carga de 85%SMYS, en un entorno de presi\u00f3n H2S, el acero inoxidable martens\u00edtico solo puede pasar la prueba de presi\u00f3n parcial H2S de 10 kPa. El acero d\u00faplex 25Cr puede pasar la prueba de presi\u00f3n parcial H2S de 100 kPa.<\/p>\n

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En general, en los ambientes donde coexisten CO2 y H2S, o cuando la presi\u00f3n parcial de H2S no alcanza el valor cr\u00edtico pero el Cl- es muy alto, el acero 13Cr (incluyendo el acero super 13Cr) no puede cumplir con los requisitos. 22Cr<\/a> Acero inoxidable d\u00faplex (ASF 2205) o acero inoxidable superduplex 25Cr; incluso acero inoxidable con alto contenido de Ni y Cr, as\u00ed como aleaciones basadas en Ni y Fe-Ni como G3, aleaci\u00f3n 825 que contiene m\u00e1s del 20% de Cr y Ni30%.<\/p>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

Generally speaking, some low alloy steels can meet the requirements for corrosive oil and gas environment containing H2S, but the corrosive environment containing CO2 or H2S, CO2, Cl – coexistence where the Martensitic stainless steel need, duplex stainless steel or even nickel-based alloy. The 1988 version of API 5CT added corrosion-resistant tubing steel grades, specified […]<\/p>","protected":false},"author":1,"featured_media":2227,"comment_status":"closed","ping_status":"closed","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[23],"tags":[],"class_list":["post-2253","post","type-post","status-publish","format-standard","has-post-thumbnail","hentry","category-news"],"aioseo_notices":[],"aioseo_head":"\n\t\t\n\t\n\t\n\t\n\t\n\t\n\t\t