Selección de materiales para pozos complejos
TESA-AR
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Agenda • Control de la corrosión en la etapa de diseño. • Diseño mecánico y selección de materiales: Procesos iterativo. • Corrosión y fisuración ambiental (EC): principales diferencias. • Fisuración en ambientes conteniendo gas sulfhídrico (H 2S). • Corrosión debido a gas carbónico (CO 2) disuelto en el agua producida. • Selección de materiales: La hoja de ruta. • Selección de materiales resistentes resistentes a la fisuración en presencia de gas sulfhídrico: Norma ISO 15156 (parte 2 y 3). • Selección de materiales resistentes a la corrosión carbónica. • Definición del ambiente secundario: Ambiente de mantenimiento del pozo. • El peor escenario (worst condition) de tubulares y tipos de pozos.
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Control de la corrosión en la etapa de diseño Carga < Resistencia
Fe
Fe++ + 2e-
cracking ambiental (EC)
Hay más fallas en equipamientos por corrosión que por sobrecarga TenarisUniversity
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Control de la corrosión en la etapa de diseño En la etapa de diseño, se puede obtener un equilibrio óptimo entre el costo de los materiales, el costo del uso de otros medios de corrosión como los revestimientos protectores, y las consecuencias de la corrosión. Si el control de la corrosión no se considera en la etapa de diseño, el costo subsiguiente de controlar la corrosión es usualmente más grande que si se incluye en el proceso de diseño. COSTO [$] En el proceso de diseño En el proceso de construcción En el proceso de inicio Durante el funcionamiento
1X 5X 25X 125X
Conferencia SPE 2010 - Aberdeen TenarisUniversity
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Proceso iterativo entre el diseño mecánico y la selección de materiales El diseño mecánico en pozos corrosivos (pozos complejos) debe contemplar un proceso iterativo con la selección de materiales resistentes a los fenómenos esperados (corrosión y/o cracking). Este proceso contempla una tarea multidisciplinaria con el grupo de integridad o corrosión de la compañía.
Buen diseño mecánico
Errónea selección de materiales resistentes TenarisUniversity
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Corrosión y fisuración ambiental, principales diferencias Corrosión: sucede en una escala de tiempo prolongada (pueden ser meses o años).
Fisuración: sucede en una escala de tiempo corta (pueden ser solo horas o días).
• Dependiendo de la magnitud de la
•No hay forma de detectar las fisuras
falta de material se puede detectar por medio de monitoreo (ej: pasaje de calipers).
ambientales en forma precisa y contundente durante la operación.
•La corrosión puede ser mitigada con
con inhibidores o recubrimientos, solo con selección de materiales.
inhibidores; recubrimientos y/o selección de materiales.
PINCHADURAS
•La fisuración NO puede ser mitigada
FALLAS CATASTRÓFICAS TenarisUniversity
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Fisuración en ambientes conteniendo gas sulfhídrico (H2S) Los problemas más severos causados por el sulfuro de hidrógeno en el campo son cracking bajo tensión por sulfuros (SSC, Sulfide Stress Cracing), cracking inducido por hidrógeno (HIC, Hydrogen Induced Cracking) y cracking inducido por hidrógeno orientado en la dirección de la tensión (SOHIC, Stress Oriented Hydrogen Induced Cracking). Los problemas relacionados con cracking bajo tensión por sulfuros (SSC) se reconocieron entre 1940 y 1950 en Canadá debido a fallas en campo (principalmente casing). Desde entonces, los mecanismos involucrados así como la manera de mejorar los materiales expuestos a servicios en medios sour han sido objeto de intenso estudio.
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Fisuración en ambientes conteniendo gas sulfhídrico (H2S) ( + ) Severidad Cracking
Presencia de H2S
Picado
Corrosión uniforme ( - ) Severidad TenarisUniversity
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Fisuración en ambientes conteniendo gas sulfhídrico (H2S) El ingreso de hidrógeno atómico al metal promueve la fragilización (el material pierde fractotenacidad).
Fe° H+ + eH° H° ads
Fe2+ + 2 eH° reducción protón H°ads adsorción Recombinación a H 2
En ambientes acuosos A- Difusión del protón B- Reducción catódica del protón C- Absorción química D- Difusión por red cristalina
Ingreso al material (absorción, H ° abs)
Y el H2S? Donde participa en este proceso? Es un veneno para la recombinación y, y, por ello, ell o, incrementa la adsorción de H° TenarisUniversity
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Fisuración en ambientes conteniendo gas sulfhídrico (H2S) H+ H°
H+ H° H+
H° H° H° H° H°
Una vez en el material el hidrógeno atómico tiende a migrar a zonas con mayores tensiones de tracción, esto es….a la punta de fisura!!!
De esta manera reducirá la resistencia fractomecánica del material (KISSC, el factor de intensidad de tensiones en el medio) TenarisUniversity
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Fisuración en ambientes conteniendo gas sulfhídrico (H2S)
pH
Temperatura SSC
Tensión Aplicada + residual
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MATERIAL SENSIBLE
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Fisuración en ambientes conteniendo gas sulfhídrico (H2S) El fenómeno SSC (cracking bajo tensión por sulfuros) es diferente del SCC (cracking por corrosión bajo tensión); por ejemplo, el primero es un proceso catódico y este último es un proceso anódico.
Proceso anódico
Proceso catódico pH [Cl-]
Temperatura
pH acido
SCC
SSC Tensión aplicada + residual
+
Temperatura
EC (cracking inducido por el medio)
Material sensible
Tensión aplicada + residual
+ Material sensible
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Fisuración en ambientes conteniendo gas sulfhídrico (H2S) Efecto del pH y la resistencia mecánica de los materiales 50 ) 2
pH 2,7 pH 3,5 pH 4,0
45
/ 1
) 40 m ( a P35 M (
30
C
S c S s I s K25 I K
20 750
760
770 780 Rf YS (Mpa) (Ksi)
790
800
A menor pH (medio más ácido) menor resistencia del acero a la propagación de la fisura TenarisUniversity
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Corrosión debido a gas carbónico disuelto en el agua producida. Corrosión por CO 2 en la industria del petróleo y del gas •Primeros casos conocidos: Texas, EE.UU., 1947 en pozos de gas •Corrosión por CO2, o "corrosión dulce", es la forma de ataque más frecuente que se encuentra en la producción de petróleo y gas •Alrededor del 60% de las fallas en los yacimientos petrolíferos son debido a la corrosión por CO2
La predicción de la corrosión por CO 2 es todavía un problema técnicamente difícil.
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Corrosión debido a gas carbónico disuelto en el agua producida Otros:
Gases Corrosivos: H2S; CO2; O2
pH in situ, condiciones “upset”,
tendencia al corte de agua, carbonatos, etc.
Condiciones dinámicas: Flujo, cambios de forma
Condiciones de operación: Presión, temp., %H 2O, etc. Diseño en ambientes con CO2
Tipo de Hidrocarburo: Petróleo pesado, condensado
Observación en campo: Casos exitosos, fallas Material: Metalurgia, aleantes
Química del agua: Cloruros, pH, ácidos orgánicos
Inhibición: Eficiencia, disponibilidad, monitoreo
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Corrosión debido a gas carbónico disuelto en el agua producida Influencia de la Temperatura A una temperatura de 70-80 °C se tiene la máxima solubilidad de FeCO3 en agua con lo cual, menor cantidad de carbonato precipita y no se forma film protector.
3 bar C O2
0.3 bar C O2
0.1 bar C O2
15
) y / m10 m ( e t a r 5 . C
0 30
A temperaturas mas elevadas es posible la formación de incrustaciones beneficiosas. IMPORTANTE: las incrustaciones también pueden generar corrosión bajo depósito.
1 bar C O2
50
70
Temp (°C)
90
110
130
Fuente “Trabajo de Investigación para Shell” de Waard C., Lotz U. and Milliams D. E.
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Corrosión debido a gas carbónico disuelto en el agua producida Influencia del material, metalurgia y aleantes.
Estado de la superficie interna
Picado por CO2 Análisis DRX Superfie interna
Microestructura Martensita revenida
Muestras de Tbg. Ecuador TenarisUniversity
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Corrosión debido a gas carbónico disuelto en el agua producida Influencia del material, metalurgia y aleantes.
Estado de la superficie interna
Análisis Baroid Sup. interna
Microestructura Mayoritariamente Ferrita-Perlia
Muestras de Tbg. Ecuador TenarisUniversity
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Corrosión debido a gas carbónico disuelto en el agua producida Influencia del material, metalurgia y aleantes. Locali zed
El agregado de Cr incrementa la resistencia al pitting y a la corrosión generalizada. Se cree que la presencia de Cr fortalece la resistencia mecánica del film generado por los productos de la corrosión.
8 7 ) y 6 / m 5 m ( 4 e t a r 3 . C 2 1 0 0.1
0.5
%Cr
G eneral
1
1.8
Fuente “Flow Velocity Effect on Carbon Steel CO2 Corrosion using a Dynamic Field Tester” José R. Vera, Alfredo Viloria y Marta Castillo (INTEVEP); Akío Ikeda y Masakatu Ueda (SUMITOMO METALS).
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Corrosión debido a gas carbónico disuelto en el agua producida Influencia del material, metalurgia y aleantes Influencia del Contenido de Cr en la resistencia a la Corrosión Dulce a diferentes temperaturas (Fuente NKK)
13 Cr
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Corrosión debido a gas carbónico disuelto en el agua producida 100
Influencia del pH A igual temperatura y pCO 2 un incremento en el pH disminuye la velocidad de corrosión.
) m 10 p p ( 1 . b u l o 0.1 S 3 O 0.01 C e F
0.001
El pH es un factor preponderante del ambiente ya que H+ directamente ataca al metal.
4.5
5
5.5
pH
6
6.5
7
El pH Influencia la solubilidad del FeCO3 en el agua
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Corrosión debido a gas carbónico disuelto en el agua producida Influencia de la velocidad del flujo Lugares en propensos a altas velocidades de flujo: Codos Derivación “T” Area “J” Deposiciones Soldaduras
B ulk flow: 2 m/s
Las altas velocidades de flujo: Superan la tensión de corte límite de los productos de corrosión Favorecen la re-disolución
Dis rupted flow: up to 300 m/s
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Definición del ambiente primario (ambiente de producción) Agentes corrosivos (pCO 2; pH2S; Cl-; pH, físico-química del agua, bacteriológico, etc)
Cl-
(or NaCl) es el contenido en mg/l que se obtiene del análisis de agua (%) x 0,603 = Cl- (%)
NaCl
pH:
Representa la concentración del protón hidrógeno en el medio. La estimación del mismo muestra cuan ácido o básico es el ambiente de trabajo.
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Definición del ambiente primario (ambiente de producción) Agentes corrosivos (pCO2; pH2S; Cl-; pH, físico-química del agua, bacteriológico, etc)
Físico-químico del agua producida
Cromatografía del gas producido TenarisUniversity
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Definición del ambiente primario (ambiente de producción)
principal parámetro para analizar la severidad del ambiente
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Definición del ambiente primario (ambiente de producción) ISO 15156-2
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Definición del ambiente primario (ambiente de producción) Gas
Gas
Si es todo líquido y no hay fase gaseosa una alternativa es utilizar la presión y composición del gas en el primer separador.
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Definición del ambiente primario (ambiente de producción) ISO 15156-2
If the Bubble Point Pressure is not known the default should be the bottomhole flowing or reservoir conditions - a conservative position. TenarisUniversity
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Definición del ambiente primario (ambiente de producción) En muchos procesos de corrosión y fisuración el nivel de acidez de la fase acuosa es relevante. El pH es una medidad de la acidez o alcalinidad del medio.
pH = -log [H+]
Si [H+] crece el pH decrese
In-situ pH value could be estimated from water chemistry Oddo-Tomson equation 2
0.5
HCO39 TDS TDS -7 9 -5 8.68 0.00405 pH act log t 32 4.58 10 t 32 3.07 10 P 14.5 0.477 0.193 5 5 58500 58500 14.5 pCO2 61000
t = temperature (°C) P = total pressure (bar) P
CO2
= partial pressure CO2 (bar)
TDS (total dissolved solids ) TDS = (Na+) + (Cl- )+ (K+) + (Ca +2 ) + (Mg+2 ) + (Ba +2 )+ (Sr+2 )+(HCO3- )+ (SO4-2)+(Fe+2) (mg/l) TenarisUniversity
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Definición del ambiente primario (ambiente de producción) Estimation of pH (ISO 15156 part 2). Several Figures pH 7.0 3
6.5
5
2
6.0 5.5
4
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
1
5.0 4.5
15156-2 Figure D.2
4.0 3.5
1
10
100
1000
10000 (pCO2 + pH2S) KPa
Is pH at different points in the well the same? What is the relevance of measured pH (reported in water analysis)? TenarisUniversity
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Selección de materiales: La hoja de ruta Siendo el fenómeno de fisuración quien produce fallas catastróficas en los pozos, se debe priorizar primero la selección de materiales resistentes a este fenómeno.
Fisuración ISO 15156
Corrosion Ambiente secundario
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Selección de materiales: el mapa ppCO2 n ó i s o r r o c a l a s a c e i t n n ó e b t s r i a s c e r s e l a i r e t a M
Martensitic Stainless Steels Duplex Stainless Steels
Non Sour Resistant Carbon & Low Alloy Steels
High Alloyed Austenitics Ni Based Alloys
CRAs
Sour Resistant Carbon & Low Alloy Steels
C/LA Steels
ppH2S
Materiales resistentes a la fisuración en ambientes conteniendo H2S
Dos grupos de materiales para dos tipos diferentes de daño TenarisUniversity
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Selección de materiales resistentes a la fisuración en presencia de gas sulfhídrico: Norma ISO 15156 (parte 2 y 3) • Esta parte está enfocada en la selección preliminar de materiales adecuada para ser utilizada en ambientes con H2S • Incluye: – Resumen de los puntos relevantes de la norma ISO 15156 – Presentación de la ventana de aplicación de los aceros al carbono y de baja aleación según la norma ISO 15156 parte 2, focalizada en la norma API5CT/ISO 11960 & Grados propietarios (cuando sea posible). – Presentación de la ventana de aplicación de los CRAs según la norma ISO 15156 parte 3, focalizada en grados propietarios. – Campo de aplicación de los grados propietarios CRA Tenaris grados que no están incluídos en la norma ISO 15156 parte 3
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Selección de materiales resistentes a la fisuración en presencia de gas sulfhídrico: Norma ISO 15156 (parte 2 y 3) Recordemos siempre, Responsabilidades del usuario del equipamiento: • Debe definir, evaluar y documentar las condiciones de servicio a las cuales el
material va a ser expuesto para cada aplicación. Las condiciones definidas deben incluir las exposiciones previstas e imprevistas que puedan resultar en una falla de la contención primaria o métodos de protección. • Debe determinar si las condiciones de servicio son o no las correspondientes
a la ISO 15156. • Asegurar que todo material especificado para el uso en su equipamiento
cumpla con las condiciones requeridas para el ambiente de servicio.
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Selección de materiales resistentes a la fisuración en presencia de gas sulfhídrico: Norma ISO 15156 (parte 2 y 3) Recordemos siempre, Responsabilidad del proveedor del equipamiento o materiales: • Conocer los requerimientos metalúrgicos y de fabricación del material y/o
equipamiento, y, de ser necesario, cualquier requerimiento de ensayo adicional de la norma ISO 15156 para el material seleccionado en la condición en la cual entrará en servicio. • Cumplir con los requerimientos de marcación y documentación de los
materiales de acuerdo a la norma ISO 15156-2:2009, Cláusula 9, o ISO 15156-3:2009, 7.2, según corresponda
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Selección de materiales resistentes a la fisuración en presencia de gas sulfhídrico: Norma ISO 15156 (parte 2 y 3) • Los factores que afectan la susceptibilidad de los materiales metálicos a la fisuración en servicios agrios, incluyendo la presión parcial de H2S, el pH in situ,
los cloruros disueltos u otros halógenos, sulfuro elemental u otros oxidantes, temperatura, efectos galvánicos, esfuerzos mecánicos y el tiempo de exposición en contacto con fase acuosa. • Las propiedades metalúrgicas que afectan el desempeño del material en
ambientes que contienen H 2S, incluyendo composición química, método de fabricación, tipo de producto, dureza, resistencia, cantidad de trabajo en frío, condición y microestructura del tratamiento térmico. ISO 15156 se aplica a los criterios convencionales de diseño elástico. Para diseños que utilizan criterios de diseño plástico, no es apropiado el uso de esta parte de la norma ISO 15156.
ISO 15156 se refiere únicamente a fisuración. No considera corrosión generalizada o localizada. TenarisUniversity
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Selección de materiales resistentes a la fisuración en presencia de gas sulfhídrico: Norma ISO 15156 (parte 2 y 3) ISO 15156 establece tres caminos diferentes de cálculo: Selección de materiales resistentes a SSC/SCC de tablas y listas existentes ISO15156-2y3 Anexo A
Selección de materiales resistentes a la fisuración en ambientes con H2S
Clasificación basada en ensayos de Laboratorio ISO15156-1.Párrafo. 8.2
Clasificación basada en experiencia de campo documentada ISO15156-1.Párrafo. 8.2
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Norma ISO 15156 parte 2: Aceros al Carbono / Baja aleación
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Norma ISO 15156 parte 2: Aceros al Carbono / Baja aleación Factores interactuantes en el desempeño de los aceros 1.
2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.
Composici Compos ición ón quími química, ca, proce proceso so de fabr fabrica icació ción, n, tipo tipo de produ producto, cto, resi resisten stencia cia,, dureza del material y sus variaciones locales, cantidad de trabajo en frío, condiciones de tratamiento térmico, microestructura, uniformidad de la microestructura, tamaño de grano y limpieza del material; Presión parcial de H2S en el gas o la concentración c oncentración equivalente en fase acuosa. Acid Ac idez ez (p (pH H in in sit situ) u) de la fa fase se ac acuo uosa sa.. Conc Concen entr trac ació ión n de ión ión clor clorur uro o de la fase fase acu acuos osa a Pres Presen enci cia a de de sulf sulfur uro o u otr otro o oxi oxida dant nte e Expo Exposi sici ción ón a flui fluido doss que que no son son de de pro produ ducci cción ón Expo Ex posi sici ció ón a la la tem temp pera ratu tura ra Esfuerz Esfuerzos os de de tensió tensión n aplic aplicado ados: s: Esfuer Esfuerzos zos apli aplicad cados os mas mas esfuer esfuerzos zos mas esfuerzos residuales Tiempo de de ex exposición. TenarisUniversity
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Norma ISO 15156 parte 2: Aceros al Carbono / Baja aleación Opción 1 y opción 2 Selección de materiales resistentes a SSC/SCC de tablas y listas existentes ISO15156-2
Opción 1: Utilizando A2
Opción 2 Selección para aplicaciones específicas de servicio agrio: Utilizando A2; A3; A4 T°; pH2S pH2S; pH in-situ; T°
pH2S<0.05psi
pH2S≥0.05psi
Región 0
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Región 1
Región 2
Región 3
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Norma ISO 15156 parte 2: Aceros al Carbono / Baja aleación Opción 1 pp H2S < 0,3Kpa (0,05psi)
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Norma ISO 15156 parte 2: Aceros al Carbono / Baja aleación Opción 1 pp H2S ≥ 0,3Kpa (0,05psi)
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Norma ISO 15156 parte 2: Aceros al Carbono / Baja aleación Opción 1 pp H2S ≥ 0,3Kpa (0,05psi)
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Norma ISO 15156 parte 2: Aceros al Carbono / Baja aleación. Opción 1 pp H2S ≥ 0,3Kpa (0,05psi) Condiciones ambientales, temperatura mínima
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Norma ISO 15156 parte 2: Aceros al Carbono / Baja aleación. Opción 1 pp H2S ≥ 0,3Kpa (0,05psi) Condiciones ambientales, temperatura mínima
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Norma ISO 15156 parte 2: Aceros al Carbono / Baja aleación Opción 1 pp H2S ≥ 0,3Kpa (0,05psi)
Para temperaturas ≥ 65°
Para todas las temperaturas
…En resúmen es importante considerar
Tipo de acero
Tratamiento Térmico
Ys max
HRC max (valor)
Ensayo de calificación Método A (UT)
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Aceros al Carbono / Baja aleación Opción 1 pp H2S ≥ 0,3Kpa (0,05psi) Tipo de acero
Tratamiento Térmico
Ys max
HRC max (valor)
Q125 Type 1&2 Cr Mo GRADOS PROPIETARIOS
Ensayo de calificación Método A (UT)
107 n ó i(225) c i s o p x E a r u t a r e p80 m e(175) T n i M 65 (150)
N80
P110
150
GRADOS PROPIETARIOS 41xx
Q+T
Max125 Max 30 Batch Test
140
N80Q, C95 GRADOS PROPIETARIOS
L80 Type 1 M65
H40,J55,K55
C90 Type1
T95 Type 1
GRADOS PROPIETARIOS
125 41xx
Q+T
-
Max 26
Tenaris lleva a cabo testing específico para grados sour propietarios
Qualified
22HRCMax
80
95
105
110 TenarisUniversity
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Norma ISO 15156 parte 2: Aceros al Carbono / Baja aleación Opción 1 y opción 2 Selección de materiales resistentes a SSC/SCC de tablas y listas existentes ISO15156-2
Opción 1: Utilizando A2
Opción 2 Selección para aplicaciones específicas de servicio agrio: Utilizando A2; A3; A4 T°; pH2S pH2S; pH in-situ; T°
pH2S<0.05psi
pH2S≥0.05psi
Región 0 TenarisUniversity
Región 1
Región 2
Región 3 52
Norma ISO 15156 parte 2: Aceros al Carbono / Baja aleación Opción 2. Regiones 0-1-2-3 Regiones: Presión Parcial H2S –pH In situ. 6.5 Servicio Agrio Leve
Región Intermedia
5.5 u t i s n 4.5 I H p
Sin servicio Agrio
1 2
0
Servicio Agrio Severo
3
3.5
2.5
0.001
0.01 0.05 psi
0.1
1 15 psi
10
PH2S, bar
Gráfico Basado en la norma ISO 15156-2, 7.2.1.2 TenarisUniversity
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Norma ISO 15156 parte 2: Materiales resistentes a la corrosión CRA’s El anexo A define las condiciones metalúrgicas aceptables y los límites ambientales para los cuales se espera que las aleaciones resistan la fisuración o cracking. La Tabla A.1 es una guía de uso de las tablas de selección del Anexo A
Sub-clausulas A.2.2 a A.11.2 contienen tablas para la selección Estas tablas establecen límites del ambiente, y en algunos casos condiciones mecánicas o metalúrgicas a cumplir, para asegurar resistencia al cracking. Las tablas muestran los límites con respecto a: • • • • •
Temperatura Presión parcial de H2S Cloruros In situ pH Azufre elemental
Estos límites se aplican en forma conjunta. TenarisUniversity
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Norma ISO 15156 parte 2: Materiales resistentes a la corrosión CRA’s Annex A Grupos de Materiales
Clausula
A.2 • Austenitic stainless steels • Highly –alloyed austenitic stainless steels A.3 A.4 • Solid solution nickel-based alloys A.5 • Ferritic stainless steels A.6 • Martensitic stainless steels A.7 • Duplex stainless steels A.8 • Precipitation –hardened stainless steels A.9 • Precipitation –hardened Ni –based alloys A.10 • Cobalt –based alloys A.11 • Titanium and Tantalum A.12 • Copper, Aluminium • Cladding, overlays and wear resistant alloys A.13
Tabla materiales tubulares A.14 A.19 A.25
Nos enfocaremos aqui en: Martensitic Stainless Steels (Table A.19, 13Cr Grades) Duplex Stainless Steels (Table A.25, SAF 2205/2507) Solid-Solution Nickel-Based Alloys (Table A.14, Sanicro 28/29) TenarisUniversity
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Aceros inoxidables martensíticos Grados Tenaris Martensitic Steels; NACE MR0175/ISO 15156-3 (A.6.2, D.6) C Cr13
Si
Mn
Cr
Ni
0.22 Max. 1.00 Max. 1.00 Max. 12.0-14.0 0.50 Max.
Mo
V
-
-
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 0.010-0.060
En ISO 15156 parte 3 hay dos aceros inox. Martensíticos de interés
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Aceros inoxidables martensíticos Aceros martensíticos • De los grados 13Cr convencionales, sólo el grado 80 puede ser considerado si hay presencia de H2S. • Los grados modificados Cr13M no son una opción si hay H 2S. • Grados Cr13S (95 y 110) pueden ser considerados en el caso de bajas presiones parciales de H2S. Material
Dominio ISO 15156 y/o Tenaris NKK (para evitar fisuración en ambientes con H 2S)
13Cr
Grado 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 TenarisUniversity
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Aceros inoxidables Duplex Acero
SAF 2205
SAF 2507
Grupo
2
2
Categoría
22-5-3
25-7-4
UNS No.
Dureza Rango Resistencia promedio Fluencia min. (Ksi) HRC (max) (Ksi) (*)
Grado (Ksi)
Condición
65 Ksi
SA
65-90
90
26
110 Ksi
CW
110-140
125
36
125 Ksi
CW
125-150
130
37
140 Ksi
CW
140-160
145
38
80 Ksi
SA
80-105
110
28
125 Ksi
CW
125-150
130
37
140 Ksi
CW
140-160
145
38
S31803
S32750
(*) Valores de dureza menores pueden ser garantizados en caso de ser especificado por el cliente. Se debe realizar un análisis caso a caso. C
Si
Mn
Cr
P
S
Max.
Max.
Max.
Nom.
Max.
Max.
22Cr
0.03
1.00
2.00
22.0
0.030
0.015
5.00
3.20
0.18
25Cr
0.03
0.80
1.20
25.0
0.035
0.015
7.00
4.00
0.30
TenarisUniversity
Ni
Mo
N
Nom. Nom. Nom.
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Resumen Aceros Inoxidables Duplex Aceros Duplex • ISO 15156 establece un límite al H 2S mucho mayor para el súper duplex 25Cr
que para el duplex 22Cr.
• No se establecen restricciones de temperatura o pH. • Un límite de cloruros es mencionado para el Súper Duplex.
Material
Dominio ISO 15156 (para evitar fisuración en ambientes con H 2S)
22Cr
0.3 psi H2S máx. 36 HRC máx.
25Cr
3 psi H2S máx. 120000 mg/l cloruros 36 HRC máx. TenarisUniversity
59
Aceros inox. Austeniticos alta aleación Acero
Grupo
Sanicro 28
3 13680
Sanicro 29
Categoría
27-31-4
3 13680
UNS No.
Grado (Ksi)
Rango Resistencia Condición Fluencia min. (Ksi) (Ksi)
Dureza promedio HRC (max) (*)
110 Ksi
CW
110-140
115
35
125 Ksi
CW
125-150
130
37
110 Ksi
CW
110-140
115
35
125 Ksi
CW
125-150
130
37
N08028
NA
NA
(*) Valores de dureza menores pueden ser garantizados en caso de ser especificado por el cliente. Se debe realizar un análisis caso a caso.
C
Si
Mn
Cr
P
S
Ni
Mo
Cu
Max. Max. Max. Nom. Max. Max. Nom. Nom. Nom. Sanicro 28 0.02
0.60
2.00
27.0
0.025 0.015
31.0
3.50
1.00
Sanicro 29 0.02
1.00
2.50
27.0
0.025 0.015
31.5
4.40
1.00
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60
Aceros inox. Austeniticos alta aleación Aceros Austeníticos altamente aleados
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61
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62
Selección de materiales: La hoja de ruta Una vez que la primera etapa del análisis se ha completado (para evitar fisuración en ambientes que contienen H 2S), en el caso de los tubulares que serán continuamente expuestos a los fluidos de producción, es necesario determinar si los materiales candidatos son adecuados o no desde el punto de vista de la corrosión. Corrosión por CO 2 es la forma más predominante de la corrosión en los pozos de producción de petróleo y gas.
Cracking ISO 15156
Corrosion
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Additional Considerations
63
Rules of thumb Efecto de la presión parcial de CO 2 Presión parcial de CO2: Regla general para acero al carbono (API 50’)
PCO2 < 7 psi (0,5 bar) Bajo riesgo de corrosión 7 psi (0,5 bar) < PCO2 < 30 psi (2 bar) Riesgo de corrosión medio PCO2 > 30 psi (2 bar) Alto riesgo de corrosión Sólo
es una regla general y ha sido ampliamente mencionada en la bibliografía tanto sobre pozos de gas como de petróleo. Tiene
que ser utilizada para una primera mirada sobre los posibles escenarios Brinda
una indicación de la limitada resistencia a la corrosión de los aceros al carbono y de baja aleación en ambientes dulces. TenarisUniversity
64
Aceros 13% Cr / Dominio simplificado 65,56 °C
93,33 °C
) 20 % ( l C a15 N
121,11 °C 148,89 °C 170,00 °C
RESISTENCIA A LA FLUENCIA REFERENCIA
TN Cr13M TN Cr13S
10
0
50
100
RF (Ksi)
TN Cr 13 TN Cr 13 M or S
80 & 95 95 & 110
Este gráfico puede brindar apoyo para el límite de temperatura usual para 13Cr: 150°C y Cl- siendo no más alto que 50000 mg/lt
TN Cr13 TN Cr13M
5
GRADO
150
170
Temperatura (ºC)
Este es un dominio simplificado para el primer paso de la selección; demuestra que los límites para la temperatura y el contenido de cloruro existen para 13Cr convencional y se encuentran interrelacionados. NKK puede realizar una evaluación más precisa por medio del uso de un modelo, si se brinda información completa del ambiente. TenarisUniversity
65
Aceros 13% Cr / Dominio simplificado A partir de un trabajo integral de Craig (Lineamientos de selección para las aleaciones resistentes a la corrosión en la industria del petróleo y el gas), se confirma la dependencia de una temperatura de servicio máximo y el contenido de cloruro. Está claro que la temperatura máxima depende también de la presión parcial de CO 2.
Se debería enfatizar que estos dominios se determinan ante la ausencia de O 2, H2S y azufre elemental. TenarisUniversity
Los aceros inoxidables martensíticos han demostrado un buen rendimiento en los pozos de producción con alto contenido de CO2 y muy bajo H 2S 66
CRAs en ambientes dulces. Más allá de los límites de los aceros inoxidables 13% Cr Más allá de las condiciones presentadas para los aceros martensíticos 13Cr, es necesario considerar las metalurgias con una película pasiva mejorada, presentando una resistencia a la corrosión general y localizada mejorada. Las principales familias utilizadas para OCTG son: • Aceros inoxidables duplex y superduplex • Aceros austeníticos de alta aleación • Aleaciones de base níquel
Tenaris brinda aceros duplex (22Cr), superduplex (25Cr) y austeníticos de alta aleación (Sanicro 28 y 29), y centraremos el análisis en esas familias. Estos materiales son altamente resistentes a la corrosión CO2 y, en consecuencia, no es la principal consideración para determinar su idoneidad. La corrosión por picado y/o cracking son las principales preocupaciones: contenido de cloruro, temperatura, presencia de H 2 S y pH son los principales factores que determinan su aceptación. TenarisUniversity
67
CRAs en ambientes dulces Duplex y superduplex En ambientes dulces, los aceros inoxidables duplex permiten ir más allá de los límites de la temperatura de los aceros inoxidables martensíticos. Típicamente, se considera un límite de 200ºC para 22% Cr. Superduplex es aún más resistente. Estos productos se utilizan en: -Pozos de producción con un alto contenido de CO2 y bajo H2S -Pozos por inyección de agua (25Cr) -Pozos por inyección de CO 2
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68
CRAs en ambientes dulces. Acero austenítico de alta aleación: Sanicro 28 y 29 Alta resistencia en general, alta resistencia a la corrosión (y a la erosión); en contraste con los aceros inoxidables martensíticos y duplex presentados anteriormente, es altamente resistente a los ambientes que contienen H 2 S.
Sanicro 28 y 29
Alta resistencia a la corrosión por picado y por rendija. Utilizado para tubing, casing y liners de producción de alta resistencia en pozos de gas sulfídricos. Sanicro 29
Índice PRE más alto que Sanicro 28. Desarrollado para mejorar la resistencia a la corrosión localizada en concentraciones altas de Cl -, CO2 y H2S a altas temperaturas.
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69
CRAs en ambientes dulces Aleaciones de níquel ALEACIÓN Cuando los aceros austeníticos de alta aleación no son los adecuados para el ambiente (como en el caso de una temperatura muy alta, CO2 y H 2 S), las aleaciones de níquel son la opción por su gran rendimiento. El gráfico del trabajo de Craig muestra una temperatura máxima muy alta que puede ser alcanzada en el caso de la aleación C276.
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70
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71
Selección de materiales: La hoja de ruta
Luego de haber analizado el ambiente primario (ambiente de producción), desde el punto de vista de fisuración y corrosión, es importante considerar el ambiente secundario (o ambiente de mantenimiento del pozo).
Cracking ISO 15156
Corrosion
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Ambiente secundario
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Otros fenómenos de fragilización y corrosión debido al ambiente secundario • El ambiente de servicio incluye todas las condiciones que afectan la corrosión de los materiales candidatos. Se debe considerar la producción (ambiente primario) y el mantenimiento (ambiente secundario)
Salmueras Agua de producción
Lodo de perforación
Gases: C-n; CO2; H2S
Estimulación ácida
Petróleo
Inhibidores de corrosión
CO3H-; Cl-; Na+; etc
Inhibidores de escamado
Ambiente primario
Ambiente secundario
Las consecuencias de ignorar la potencial incompatibilidad de las aleaciones resistentes a la corrosión con el ambiente secundario pueden ser severas. TenarisUniversity
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Otros fenómenos de fragilización y corrosión debido al ambiente secundario Estimulación ácida Tasas de corrosión de diferentes materiales expuestos a ácido fresco y ácidos gastados. Pruebas con HCl + HF fresco Tasas de corrosión generales (mpa)
FIGURA 4 Prueba 25 – 22Cr expuesto por 24hs. a 80ºC a HCl 13,5% + HF 1,5% 2% Inhibidor A + 2% Int.
Pruebas con HCl+HF gastado Tasas de corrosión generales (mpa)
FIGURA 5
Corrosion 2001 - Trabajo # 01007 - Petrobras TenarisUniversity
Prueba 24 – 22Cr expuesto por 7 días a 80ºC a ácido usado Metal A - HCl 13,5% + HF 1,5% + 2% Inhibidor A
74
Otros fenómenos de fragilización y corrosión debido al ambiente secundario Pruebas de laboratorio en REDE-AR sobre aceros al carbono expuestos a fluidos de terminación 0.09
16
) 0.08 o ñ a0.07 / m m ( 0.06 n ó i s 0.05 o r r o c 0.04 e d a0.03 s a T0.02
) 14 o ñ a / 12 m m ( n10 ó i s o 8 r r o c e 6 d a s 4 a T
TN80Cr3 TN80SS L80
TN80Cr3 TN80SS L80
Inhibidor
2 0.01 0 0.00 NaBr
NaCl (14 days) NaCl (30 days)
CaCl2
ZnBr2
Salmuera probada
Salmuera probada
Salmueras de baja densidad Gravedad específica
Inhibidor
kg/lt (lb/gal)
cm3/lt
NaCl
1,1 (9,17)
-
NaBr
1,1 (9,17)
CaCl2
1,1 (9,17)
Salmuera
CaBr2 + ZnBr2 CaBr2 + ZnBr2 + Inhibidor
Salmueras de alta densidad Gravedad específica
Inhibidor
kg/lt (lb/gal)
cm3/lt
ZnBr 2
1,8 (15,0)
-
-
CaBr 2+ZnBr 2
1,8 (15,0)
-
-
CaBr 2+ZnBr 2+Inhibido r
1,8 (15,0)
10
Salmuera
TenarisUniversity
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Otros fenómenos de fragilización y corrosión debido al ambiente secundario Algunos casos de fallas generados por las salmueras alta densidad sobre las aleaciones resistentes a la corrosión El problema comenzó cuando después del análisis de falla sobre el tubing CRA (aleación resistente a la corrosión), la compañía detectó que la fisura original estaba localizada en la superficie externa del tubo, que se expuso a la salmuera del fluido de terminación.
A R E U M L A S
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cracking comenzó en la superficie externa del tubing CRA
76
Otros fenómenos de fragilización y corrosión debido al ambiente secundario Información de bibliografía sobre fallas de las aleaciones resistentes a la corrosión en el ambiente secundario • Resak A-6
CaCl2
salmuera (11 ppg)
Condiciones
del reservorio: alto CO2 (44 a 96 bar), bajo H 2S (0,004 a 0,014 bar); bajo contenido de cloruro (3000 a 8000 ppm). Temperatura entre 140 and 156 °C. Material: Super Cr13 95Ksi. Falló después de 14 días. • Deep Alex
CaCl2
salmuera (11 ppg)
Condiciones
del reservorio: alto CO 2 (46 bar), bajo H2S (max. 0,017 bar). Sin información sobre Cl -. Temperatura 188 °C. Material 22Cr 130Ksi, bisulfato de amonio inhibido con tiocianato de sodio. Falló después de 30 días.
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77
Otros fenómenos de fragilización y corrosión debido al ambiente secundario Programa de prueba API: Salmuera y Aleaciones Resistentes a la Corrosión (CRA) API se encuentra trabajando en un programa de pruebas que apunta a la compatibilidad entre las diferentes CRA y salmueras, principalmente haluros y salmueras de formiato. Este trabajo sólo aborda la resistencia de diferentes aleaciones resistentes a la corrosión a cracking bajo corrosión por tensión y fragilización por hidrógeno. La pérdida de material por corrosión generalizada o localizada no es abordada. Prueba 28, 12,4 ppg NaBr + 100 psia CO2, 265 F, 14 días, N2 purga Id. muestra Material Posición* Ubicación cracking (?) Si B-69 13Cr(1Mo)-110 4 L Si B-70 13Cr(1Mo)-110 2 L C-49 13Cr(2Mo)-95 3 L Si C-50 13Cr(2Mo)-95 1 L Si D-57 13Cr(2Mo)-110 1 L No D-58 13Cr(2Mo)-110 3 L No 13Cr(0.6Mo)P-19 110 2 L No 13Cr(0.6Mo)P-20 110 4 L No pH pre: 6,77 pH post: 5,28
Comentarios
Ejemplo de los resultados de las pruebas TenarisUniversity
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Una clave en este proceso: escoger correctamente las “worst conditions”que se esperan en el pozo.
Pueden ser estas distintas según analicemos cracking o corrosión? Pueden estas ser distintas para distintos grupos de materiales? TenarisUniversity
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El peor escenario para cracking Aceros al carbono/de baja aleación Tendencia al SSC aumenta a: Baja temperatura Bajo pH Alta presión parcial de H2S • En general, para cracking, las peores condiciones corresponden a shut in, dado
que: Las presiones son mayores que en condiciones de producción Las temperaturas (sobre todo en la sección superior del pozo) pueden alcanzar valores bajos, cercanos a temperatura ambiente o aun menos en boca.
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October 2011
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El peor escenario para cracking Aceros al carbono/de baja aleación Pozos de gas Presión en boca o en fondo de pozo? El uso de la presión en fondo (mayor que en boca) para calcular la pp de H 2S puede ser sobreconservativo (ya que el SSC es mas probable a baja temperatura). Sin embargo, algunas compañías usan este criterio para determinar la worst condition en terminos de presión parcial de H 2S. Otras compañías usan directamente la presión en boca de pozo (ya que alli coexisten baja temperatura y en general el más alto esfuerzo de tracción). Este criterio no es conservativo en términos de presión parcial de H2S. Para análisis preliminares creemos conveniente usar un approach conservativo en términos de presión parcial de H2S. El modo más completo de analizar esto es trabajando con perfiles de presiones y temperaturas para cubrir los distintos sectores de la tubería.
TenarisUniversity
October 2011
82
El peor escenario para cracking Aceros al carbono/de baja aleación Pozos de petróleo Presión en boca o en fondo de pozo? Para pozos de petróleo creemos conveniente utilizar el punto de burbuja para estimar la maxima presión partial of H 2S que puede aparecer en el sistema. Si la presión de burbuja no está disponible, el uso de la presión en fondo para condiciones de shut in es una opción conservativa (pero puede ser muy sobreconservativa en pozos donde la aparición de gas se de muy cerca de la boca del pozo). Nuevamente, El modo más completo de analizar esto es trabajando con perfiles de presiones parciales y temperaturas para cubrir los distintos sectores de la tubería.
TenarisUniversity
October 2011
83
El peor escenario para cracking Aceros al carbono/de baja aleación Tengamos presente el caracter aproximado de estos cálculos: -El contenido de H2S en el gas no es constante. -A veces el contenido de H 2S es un promedio de varios pozos o incluso inferido a partir de otros pozos en el area. -El comportamiento de los gases no es ideal (conservativo!). -El pH no se calcula sino que se estima. -Su estimación requiere de las presiones parciales de H 2S y CO2 que son aproximadas. -La composición del agua se considera constante a lo largo de la tubería.
Estas consideraciones serán relevantes sobre todo cuando del análisis preliminar surja una condición “borderline”
TenarisUniversity
October 2011
84
El peor escenario para cracking Corrosion resistance alloys Inoxidables Martensiticos Su tendencia al cracking in medios conteniendo H 2S aumenta a: Bajo pH; Alta presión parcial de H 2S; Baja temperatura. El analisis de “worst conditions” es similar al mostrado para carbon/low
alloy steels. Duplex Su tendencia al cracking en medios conteniendo H 2S aumenta a: Bajo pH; Alta presión parcial de H 2S No hay acuerdo generalizado respecto del efecto de la temperatura. Dado que ISO 15156 no incluye límites de pH para estos materiales, el uso de las condiciones de fondo es conservativo. Sanicro 28/29 Su tendencia al cracking in medios conteniendo H2S aumenta a: • Alta presión parcial de H2S. • Alta temperatura. Utilizar condiciones de fondo como “worst conditions” (maxima
temperature y maxima presión parcial de H 2S). TenarisUniversity
October 2011
85
Máximas presiones parciales a considerar para corrosión: Aceros al carbono/baja aleación y CRAs Para el uso de “rules of thumb” o dominios gráficos, la máxima presión
parcial de CO2 a considerar podría ser: Para pozos de gas: -La presión de fondo en condiciones de shut in; -La presión de fondo en condiciones de producción. Dado que se espera que un pozo permanezca sólo durante tiempos cortos en condición de shut in, el approach más racional sería el de adoptar la segunda opción (considerar altas presiones correspondientes a shut in es conservativo pero puede penalizar fuertemente la elección del material)
Para pozos de oil -La presión de burbuja. -Si la presión de burbuja no es conocida, puede usarse la presión de fondo en condiciones de producción (conservativo). TenarisUniversity
October 2011
86
El tipo de tubería El tipo de tubería es determinante en la selecci ón
packer fluid inhibido
packer fluid inhibido
tuberías en contacto permanente con el fluido
tuberías con posible contacto con el fluido
corrosión
fisuración por H2S TenarisUniversity
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El tipo de tubería Tubulares no expuestos continuamente Para secciones que no están continuamente expuestas a fluidos de producción, la exposición al ambiente agresivo es la mayoría de las veces accidental y/o de corta duración. Por ejemplo durante la etapa de perforación o en un caso de pérdida en tubing o packer. El principal peligro en la selección de esta sección tubular es, por lo tanto, la fisuración por H2S debido a que ocurre en tiempos cortos si el material es susceptible. Por otro lado, la corrosión debida a los fluidos de producción, generalmente toma mucho más tiempo y, en la selección de este tipo de tuberías, podría no ser tenido en cuenta inicialmente.
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88
El tipo de tubería Tubulares no expuestos continuamente Esta es la razón por la cual los aceros al carbono y baja aleación son los materiales de casing más usados por la industria. En una selección preliminar, en términos generales, los aceros al carbono/baja aleación son la opción “por default” para tubulares no expuestos continuamente.
Si hay presencia de H 2S , la selección se realiza según los lineamientos de la ISO 15156. Siempre se deben considerar las condiciones más demandantes (en términos de pH, temperatura, contenido H 2S y presión). Por ejemplo: condición de shut in, pérdidas, etc.)
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89
El tipo de tubería Pasos propuestos 1) Seleccionar para evitar Fisuración (NUNCA es aceptable): se deben seleccionar materiales que sean resistentes a este tipo de daño, descartar los que no son aptos.
2) Seleccionar para reducir Corrosión (para materiales continuamente expuestos a fluidos de producción): del grupo de materiales candidatos tras la etapa 1, realizar la selección del más apto para resistir el ataque corrosivo. En este paso se deben tener en cuenta los objetivos de la selección para arribar a la mejor solución técnico-económica. Recordar que con la Corrosión se puede convivir, dentro de ciertos límites y tomando medidas de mitigación. TenarisUniversity
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Selección de materiales: La hoja de ruta
Finalmente se seleccionan los candidatos que reúnan no solamente las propiedades mecánicas para soportar las cargas operativas del pozo, sino también las condiciones corrosivas del pozo y de los fluidos de mantenimiento.
Cracking ISO 15156
Corrosion
TenarisUniversity
Ambiente secundario
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END OF THE PRESENTATION Questions
TenarisUniversity
92
