EVALUACIÓN DE GRIETAS POR CORROSIÓN BAJO TENSIÓN DE TUBOS SÚPER 13CR EN POZOS DE GAS A ALTA TEMPERATURA Y ALTA PRESIÓN Súper 13Cr se usa ampliamente para productos tubulares de países petroleros (OCTG) en ambientes húmedos de CO2 con pequeñas cantidades de H2S. Este artículo presenta un estudio del caso de una tubería súper 13Cr que falló debido a la corrosión bajo tensión (SCC). La separación de rayos X (DRX), la espectrometría de dispersión de energía (EDS), la microscopía electrónica de barrido (SEM), la microscopía óptica (OM) y la inspección de partículas magnéticas fluorescentes se utilizaron para investigar el mecanismo de falla. Los resultados muestran que las inclusiones, la estructura metalográfica, el límite elástico y la resistencia a la tracción de los tubos cumplen con los requisitos estándar. Además, el análisis de craqueo del tubo muestra que tanto las grietas secundarias que se propagan a lo largo de los límites de los granos como la ramificación de la raíz del árbol se podían leer a la luz solar. Finalmente, la falla fue atribuida al agrietamiento por corrosión bajo tensión (SCC). Concluimos que el mecanismo que conducía al agrietamiento por corrosión bajo tensión era la película de producto de corrosión. 1. INTRODUCCION: Con el desarrollo de pozos profundos y ultra profundos, el entorno de trabajo de las tuberías de aceite se está volviendo cada vez más complicado [1,2]. Durante el servicio, la carcasa o la tubería pueden estar expuestas a altas temperaturas, altas presiones y ambientes altamente corrosivos con altas concentraciones de CO2 [5]. Por ejemplo, en el Campo Erskine en el Mar del Norte Central, las tuberías están sometidas a temperaturas y presiones tan altas como 176.6 ° C y 96.5MPa, los fluidos contienen un 4% de CO2 [3]. Campo Kristin, en el Mar del Norte noruego, las tuberías están expuestas a temperaturas de alrededor de 170 ° C [4]. En comparación con el acero inoxidable martensítico súper 13Cr, el acero inoxidable dúplex 22Cr tiene un excelente rendimiento cuando la temperatura es superior a 150 ° C, y es estable para el craqueo por tensión (SSC) en un ambiente de gas húmedo de CO2. Sin embargo, el costo del acero inoxidable dúplex a 22Cr es extremadamente alto [7]. Por otro lado, el acero inoxidable Super13Cr con Ni, Mo, y Cu puede resistir pequeñas cantidades de H2S en el ambiente de gas húmedo de CO2, para las partes “13-5-2” en ISO 13680: 2010, es la primera opción [ 9]. Por lo tanto, en el pasado, el súper 13Cr se ha usado ampliamente para productos tubulares de países petroleros (OCTG) en entornos de gas húmedo de CO2 que contienen pequeñas cantidades de H2S, pero a veces fallan los tubos súper 13Cr [8]. Woodtli [9] declaró que un tercio de las fallas metálicas están asociadas con efectos ambientales, como la corrosión, la fragilización por hidrógeno y el agrietamiento por corrosión bajo tensión. DAKOTA DEL SUR. Zhu et al. [6] investigó la falla del súper 13Cr-110 en campos petroleros. En su investigación, se encontraron cuatro categorías principales de corrosión: (1) pozos y corrosión anular alrededor de los centros lisos, (2) corrosión anular solo alrededor de los centros lisos, (3) pozos celulares y (4) corrosión de un solo lado. X. W. Lei et al. [10] construyó un sistema de prueba de corrosión de productos tubulares a gran escala para simular el desempeño de seguridad del súper 13Cr en condiciones de fondo de pozo junto con el ácido gastado. Después de su prueba, concluyeron que el súper 13Cr no solo es sensible al SCC durante el proceso de acidificación, sino que puede desarrollar fallas fatales en el ácido gastado. Por lo tanto, informaron que el proceso de acidificación debe ser controlado con precisión durante la operación de los pozos. Estudiamos la causa del SCC de la tubería súper 13Cr en las regiones del noroeste de China. La profundidad del pozo de gas profundo a alta temperatura y alta presión es de 7100 m. Después de que el pozo funcionó durante aproximadamente 2 años, la presión en el anillo A aumentó bruscamente a 40 MPa, y liberó un gas inflamable. Además, la presión en el anillo B y C aumentó a 24 MPa y 20 MPa respectivamente, y también liberaron un gas inflamable. La tubería se filtró e incluso la barrera primaria falló, debido a que la presión del anillo A se incrementa, y se liberó un gas inflamable. En esta situación, el pozo fue cerrado y revisado. La morfología macroscópica de la tubería fallada se muestra en la Fig. 1. Los materiales de la tubería fallada (3.5 pulg.) son súper 13Cr. Se utiliza un analizador infrarrojo de carbono y azufre de alta frecuencia para determinar la composición química del tubo. La tabla 1 muestra los resultados. Las inclusiones y la estructura metalográfica del tubo se muestran en la Fig. 2. La estructura metalográfica del tubo es martensita templada, y las inclusiones D1 están en la superficie del tubo. Fig. 1. Morfología macroscópica de la tubería fallida. Tabla 1 Componentes químicos de la tubería fallada (fracción de masa, %). Fig. 2. Inclusiones y estructura metalográfica 2. Análisis del entorno de corrosión. Durante la operación del pozo de gas de alta temperatura y ultra profundo, el tubo estaba rodeado por una solución protectora de anillo de formato. Para este pozo, el principal medio de corrosión fue el CO2, pero no el H2S. Debido a que la composición de la solución protectora del anillo de formato es tan complicada, es difícil determinar sus componentes químicos. Por lo tanto, la determinación de rayos X (DRX) se utiliza para determinar la composición. Se puede ver en la Fig. 3. Sobre la base de los resultados de la prueba XRD, se determina que la solución protectora anular contenía los elementos Ca, Mg, Na, P, S, Si, Cl y O. Aunque los compuestos específicos en el anulo se desconoce la solución protectora, la solución puede contener CaO, MgO, Mg (ClO4) 2, Na2Ca4 (PO4) 2SiO4, CaCl2 y Na2S2O5. El ion cloruro, Cl−, y el disulfuro, S2O52−, son la composición dañina para dañar el super 13Cr [11]. Fig. 3. El diurograma XRD obtenido a partir del polvo de solución protectora de anillo de formato 3. Observaciones y análisis de la tubería fallida El material del tubo defectuoso es el acero inoxidable martensítico Súper 13Cr, y su diámetro exterior es de 88,9 mm (3,5 pulg.), el grosor de la pared es de 6,45 mm. La sección defectuosa funcionó a una temperatura promedio de 130 ° C y una presión de 60MPa mientras transportaba gas natural. No hay daños mecánicos, ni pozos de corrosión donde 10 m por encima de la sección fallada. 3.1. Ensayos no destructivos de superficie externa. Para investigar el estado de la superficie de la tubería en un ambiente de pozo de gas, se realizó una inspección de partículas magnéticas fluorescentes en la superficie exterior de la tubería súper 13Cr. La Fig. 4 muestra que se encuentra un gran número de microfisuras en la superficie exterior de la tubería. Para probar las propiedades mecánicas de las muestras fallidas, se han realizado pruebas de tracción de la placa en la sección de tubería seleccionada. La tabla 2 muestra los resultados de la prueba. A partir de los datos de la prueba de tracción, en un entorno corrosivo, los tubos se utilizaron durante aproximadamente dos años, la resistencia a la tracción y la resistencia a la tracción cumplen los requisitos estándar, pero el alargamiento, que es del 8,68%, no cumplía los requisitos. Fig. 4. Resultado de la inspección de partículas magnéticas fluorescentes. Tabla 2 Propiedades mecánicas de la tubería dañada. Velocidad de la cruceta: 1 mm / min a temperatura ambiente. Se observa una gran cantidad de grietas en la superficie de la fractura. La figura 5 muestra la morfología macroscópica. Fig. 5. Morfología de fractura macroscópica de muestras de ensayo de tracción. 3.2. Análisis morfológico de la superficie de fractura por tracción. La superficie de fractura por tracción se observa mediante un microscopio electrónico de barrido (SEM). Las imágenes de SEM se muestran en la Fig. 6, había muchas grietas en la superficie exterior del tubo y la grieta más grande era > 2.716 mm. Bajo el material base con la grieta, una gran cantidad de hoyuelos finos en la superficie de fractura por tracción. Muestra que la fractura del material es una fractura dúctil típica en condiciones de sobrecarga. Fig. 6. Análisis SEM de la fractura por tracción. Una gran cantidad de productos de corrosión se encuentran en la muestra. La espectroscopia de dispersión de energía (EDS) se utiliza para determinar los diferentes elementos en los productos de corrosión y hoyuelos. Las figs. 7 y 8 muestran los resultados. Fig. 7. Diagrama EDS de un hoyuelo en una fractura (escaneo de puntos) Fig. 8. Diagrama EDS de productos de corrosión en el exterior de la tubería (escaneo de puntos) Al analizar los productos de corrosión en los hoyuelos, la proporción de oxígeno aumenta de 2.95% a 11.25%. En los productos de corrosión, las fracciones en masa de fósforo y azufre fueron de 4.83% y 2.04%, respectivamente, lo que es un aumento significativo. Se puede ver en las Tablas 3 y 4. Tabla 3 Contenido del elemento en la fractura. Tabla 4 Contenido del elemento en el exterior del tubo. La Fig. 9 muestra los resultados de XRD para los productos de corrosión en la superficie exterior. Fig. 9. El diurograma XRD obtenido del exterior de la tubería. El diagrama de rayos XRD muestra que los componentes principales son Fe0.96S (que muestra la relación de iones ferrosos a iones sulfuros, no la verdadera fórmula química), CaCl2 y una fase mixta con algo de fosfato de sodio, Na3PO4. (Los picos emparejados con fósforo son bajos en el diagrama de XRD, pero la prueba EDS muestra un contenido de fósforo relativamente alto, por lo que puede deducir que la mezcla del producto de corrosión contiene algo de Na3PO4). . 3.3. Análisis de craqueo en la tubería. Las muestras de tubos fallidas se observan bajo un microscopio óptico (OM). Hay varias grietas desde la superficie exterior hasta la superficie interior. La microestructura es la típica martensita templada. La figura 10 muestra que tanto las grietas secundarias que se propagan a lo largo de los límites de los granos como la ramificación de la raíz del árbol son legibles a la luz solar. La profundidad de la grieta es de hasta 3932.24μm. Fig. 10. Análisis microscópico óptico de la morfología de la grieta La figura 11 muestra imágenes SEM de las grietas. Se forman tres capas en la superficie externa, llamada capa de escala, capa de producto de corrosión y material de base. La capa de la escala es creada principalmente por partículas que el líquido se deposita en la superficie. Su grosor es de unos 80μm. La capa de producto de corrosión está debajo de la capa de escala. Se crea por las interacciones entre el medio de corrosión y el material de la superficie del tubo. El espesor de la capa de producto de corrosión es de aproximadamente 70 μm. El material base está debajo de la capa de producto de corrosión. Fig. 11. Análisis por SEM de la morfología de la grieta La Fig. 11 muestra la morfología de la grieta de super 13Cr en el entorno de corrosión. El agrietamiento se encuentra en la capa de la escala y en las picaduras de corrosión, donde la escala ha caído. La mayoría de las grietas se encuentran en la parte inferior de las picaduras de corrosión. Puede deducir que la nucleación de grietas en un entorno de corrosión se debe al agrietamiento de las películas de productos de corrosión. Con un escaneo de superficie EDS, los elementos distribuidos en la superficie de la muestra pueden mostrarse en la pantalla de manera brillante. Esto significa que el contenido del elemento es mayor que el brillo es mayor. La Fig. 12 muestra la composición de elementos básicos de una exploración de superficie de la región A en la Fig. 11., como Fe, Cr, Ni y Mo, que se distribuyen uniformemente en la superficie. Fig. 12. EDS resultado de la superficie de la grieta (exploración de superficie) Sin embargo, los compuestos que contienen elementos O y P podrían encontrarse dentro de las grietas, donde el porcentaje de P alcanzó el 12.03%. Los detalles se pueden ver en la Tabla 5. Se puede inferir que P juega un papel importante en el desarrollo de grietas. Tabla 5. Elemento contenido de la superficie de la grieta 4. Discusión. El análisis anterior muestra que la fractura del acero inoxidable martensítico súper 13Cr en ambientes de alta temperatura y corrosión a alta presión es causada por agrietamiento por corrosión por tensión. El mecanismo de SCC es la rotura de la película de producto de corrosión. Los metales o aleaciones sumergidos en medios corrosivos formarán una película de productos de corrosión que es quebradiza. Vea la figura 13 (a). Una tensión perpendicular a la película del producto conducirá a una ruptura de la película del producto de corrosión, lo que expondrá los metales frescos al medio de corrosión. Ver Fig. 13 (b). Con el freno en la película de producto de corrosión, tanto la película de producto de corrosión como la matriz metálica se sumergen en el medio corrosivo. Esto conduce a una diferencia potencial entre la matriz y la película de producto de corrosión con la matriz como ánodo y la película de producto como el cátodo. Vea la Fig. 13 (c). Cuando se expone a un medio corrosivo, la matriz fresca se disolverá constantemente, y el producto de corrosión volverá a formarse. Debido a la concentración de tensión en la parte inferior de la región de redisolución, la película de producto de corrosión volverá a romperse. Entre la película de producto de corrosión rota y la disolución de la matriz, aparece una disolución localizada. Las grietas se nuclean en este punto y comienzan a expandirse. Ver Fig.13 (d). El agrietamiento por corrosión bajo tensión se producirá debido al ciclo de ruptura de la película del producto de la corrosión, la disolución de la matriz metálica y la reconstrucción de la película del producto de la corrosión. Este proceso se acelerará mediante la formación de elementos sensibles entre las paredes pasivas de las grietas y las activas, como Cl− etc. Debido a que el medio de corrosión en el pozo de gas es CO2, el posible mecanismo de corrosión es el siguiente [12]. La reacción del ánodo es: Las reacciones del cátodo incluyen la reducción de H2O y HCO3−: El carbonato de hidrógeno, HCO3−, tiene una mayor influencia para las reacciones catódicas. Además, Nesic [13] declaró que cuando el pH de la solución es <4, la reacción principal del cátodo es la reducción de H +, y la velocidad de reacción se controla mediante diéresis. Cuando el pH de la solución está entre 4 y 6, las principales reacciones del cátodo son la reducción de HCO3 y ácido carbónico, H2CO3, y la velocidad de reacción se controla por actividad. Cuando el sobrepotencial del cátodo es alto, la reducción de H2O es la reacción principal del cátodo. Fig. 13. Mecanismo de rotura del producto de corrosión que conduce al agrietamiento por corrosión bajo tensión. 5. Conclusiones ❖ En un medio corrosivo, hay muchas grietas en la superficie externa de la tubería súper 13Cr. Las grietas se extienden desde la superficie externa a la superficie interna en la dirección de la tubería. ❖ El análisis del tubo defectuoso muestra que las inclusiones, la estructura metalográfica, el límite elástico y la resistencia a la tracción del material cumplen con los requisitos estándar. Sin embargo, debido a la existencia de grietas en la superficie, no puede cumplir los requisitos estándar de alargamiento de fractura. ❖ En la prueba de fractura por tracción, una gran cantidad de hoyuelos finos aparecen debajo de las grietas en la superficie, y el tipo de fractura bajo condiciones de sobrecarga es la característica típica de la fractura dúctil. ❖ Las concentraciones de los elementos O y P se incrementan en la superficie de la grieta, lo que indica que estos dos elementos desempeñan un papel importante en el crecimiento de la grieta. ❖ El mecanismo de agrietamiento por corrosión bajo tensión es una película de producto de corrosión que se rompe. La ruptura de las películas de producto de corrosión, la disolución de la matriz metálica y la reconstrucción de la película de producto de corrosión causan la nucleación y extensión de las grietas.
