Evaluación de la Problemática de Corrosión Presente en una Tubería de 26 Pulgadas que Transporta Gas.

Margaret Guevara Proyectos Produtec, C.A.

Caracas, Venezuela mguevara@produtec.net

RESUMEN

A una línea de transporte de gas de 26 pulgadas se le realizó una inspección con herramienta instrumentada (tecnología MFL) para la detección de corrosión, la cual reportó daño por corrosión interna que originó pérdida de un 53% y 25% de espesor en dos progresivas, con base en estos resultados se realizó una evaluación metalúrgica destructiva tomando dos muestras removidas de las zonas reportadas con la problemática de corrosión. Las evidencias recopiladas durante la evaluación indican que el tipo de corrosión presentada en la superficie interna del tubo, fue promovido por la condensación de agua que reaccionó con azufre elementa formando H2S atacando la zona inferior del tubo. Es necesario mantener controlados los niveles de H2O y azufre, así como del resto de los contaminantes transportados con el gas, con la inyección de inhibidores y secuestrantes, además de la programación de inspecciones periódicas y monitoreo de los sistemas de protección catódica para garantizar la integridad operacional de la tubería. Palabras claves: Análisis de fallas, integridad de tubería, corrosión, H2S, Gas.

INTRODUCCIÓN

Es de vital importancia mantener un control de la integridad de los activos (llámese activos equipos estáticos, rotativos, red de tuberías, etc.) para no correr riesgos que involucren pérdidas económicas, problemas operacionales, daños ambientales etc., es por esto que se programan evaluaciones periódicas con el fin de conocer el estado en el tiempo de los activos. A continuación se presenta un caso de una tubería de 26 pulgadas que transporta gas, que ha venido siendo evaluada periódicamente con la técnica de herramientas instrumentadas y en su última evaluación se reportaron puntos considerados críticos en su trayectoria lo cual alertó al personal que decide remover y sustituir la zona crítica, dicha sección fue sometida a una evaluación metalúrgica destructiva para complementar el estudio inicial de integridad, determinar la posible causa del daño y con estos resultados tomar las medidas correctivas y preventivas para evitar daños similares en otras zonas de la extensa tubería.

ANTECEDENTES

Se tiene una línea de transporte de gas de 26 pulgadas, construida en 1976, consiste en una tubería con soldadura longitudinal, algunas de sus secciones soldadas en espiral. El espesor nominal

mínimo de la tubería es de 7.92 mm y el máximo de 14.27mm. El material de la tubería cumple con la API (1) 5L grado X52, su composición según norma es la siguiente: 0.28%C; 1.40% Mn; 0.030 %P; 0.030 %S; 0.04 %Ti 1. Además se cono ce que la máxima presión operativa permisible (MAOP) es de 898,6 psi (6,2MPa) y la máxima presión operativa es de 750 psi. Se han realizado evaluaciones de integridad a lo largo de toda su trayectoria bajo los dos niveles máximos de presión, utilizando tecnología de inspección MFL. Las técnicas aplicadas fueron detección de corrosión con una unidad de mapeo XYZ de alta resolución (CDG), herramienta electrónica de geometría (EGP) y herramienta de detección de fallas axiales de alta resolución (AFD). De la última inspección efectuada se reportaron 884 indicaciones de corrosión externa distribuidas a lo largo y en la circunferencia de la tubería, la distribución de las indicaciones es típica de una línea en la cual la protección catódica aplicada no ha sido completamente efectiva, además se reportaron 1165 indicaciones de corrosión interna, el 78% de estas indicaciones están ubicadas en la parte inferior de la tubería alrededor de la posición del reloj 6:00, en dos zonas específicas se reportaron pérdidas de 56% y 25% de espesor. La distribución de la corrosión en esta tubería es poco usual para un gasoducto, pero muestra los patrones característicos de corrosión causados por la presencia de agua como una fase separada.

PROCEDIMIENTO

La evaluación metalúrgica se inició con la toma de muestras en campo de las zonas del tubo donde se ubicó la disminución de espesor y la inspección visual de las secciones removidas de los tubos, se prepararon muestras de la zona corroída según la norma ASTM (2) E3-11 2, esto para realizar el análisis metalográfico a través de microscopía óptica, microscopía electrónica y dispersión de energía (EDS). Posteriormente se realizaron perfiles de Microdureza Vickers según la norma ASTM E384-11 3, en el metal base específicamente en el borde externo, centro y borde interno de las muestras. Los depósitos extraídos durante la inspección visual se analizaron mediante difracción de rayos X (DRX).

RESULTADOS

Toma de muestras en campo. Las muestras objeto del presente estudio se removieron de las zonas del tubo en la cuales la inspección instrumentada reflejó perdidas de un 53% y 25% de espesor. Cabe destacar que la zona evaluada con afectación por corrosión interna se reportó ubicada en una planicie o zona baja de menor elevación. La zona de la zanja en contacto con el tubo mostró presencia de agua debido al nivel freático del terreno y el revestimiento de resina epóxica del tubo presentó ampollamiento y falta de adherencia figura 1, sin embargo no se detectó evidencia de corrosión debajo de las ampollas.

La inspección en campo de la superficie interna del tubo recién removido mostró la presencia en la parte superior del tubo de líneas de color óxido que se prolongan hacia la zona inferior las cuales corresponden a condensación de humedad del gas en esta zona cuyas gotas al descender dejaron surcos de corrosión como lo indica la Figura 2. Esta agua de condensación se acumuló en la superficie inferior y permaneció en el tiempo lo cual explica el patrón de corrosión en la banda inferior del tubo.

(1) API. American Petroleum Institute (2) ASTM. American Society for Testing and Materials.

Figura 1: Vista de defectos típicos del revestimiento externo del tubo de resina epóxica fundida

(FBE) en los tubos removidos.

Figura 2: Vista del interior del tubo a través de una ventana removida para la extracción de la

muestra.

Inspección Visual de las Muestras Removidas.

La superficie interna inferior del tubo mostró presencia de un depósito semifluido tipo gel del cual se tomaron y preservaron muestras para su posterior análisis en Laboratorio. Se realizó una determinación del pH de este depósito utilizando papel tornasol y los resultados que se presentan en la Figura 3 indican un valor estimado de pH 12 el cual corresponde a un producto alcalino.

Figura 3: Medición de pH del depósito tipo gel presente en la parte inferior de la superficie interna de la tubería. La coloración del papel tornasol muestra un pH significativamente

alcalino ubicado en el orden de 12 según la escala patrón mostrada.

El patrón de ataque en la parte inferior de la línea se manifiesta por ataque corrosivo generalizado en la banda donde se acumuló el agua de condensación como se muestra la Figura 4 y las mediciones de la máxima profundidad indican una pérdida de espesor con respecto al espesor promedio del tubo del 54 % dichas medidas se muestran en la figura 5, valor muy cercano al reportado en la inspección instrumentada del 53 %.

Figura 4: Vista de la superficie interna de la zona inferior del tubo luego de la remoción de la capa de depósitos.

Figura 5: Sección de la zona con máxima pérdida de espesor y de una picadura cercana en la

zona inferior del tubo. El perfil de espesor de la sección muestra una banda con pérdida progresiva de espesor gradual hacia el centro del tubo la cual se extendió en dirección

longitudinal. Adicionalmente se muestra una picadura ubicada hacia el extremo de la banda corroída donde la superficie muestra una capa de óxido protector de color obscuro.

Adicionalmente en zonas cercanas a la franja de pérdida de espesor se detectaron picaduras aisladas con profundidad de 3 mm como la indicada en la Figura 6.

Figura 6: Picadura representativa del ataque a la superficie interna. En el interior de la picadura se muestra presencia de productos de corrosión de color ferruginoso. Nótese que en esta zona

existe una capa protectora en la superficie interna del tubo.

9,2 8,0 5,0 4,3 6,0 9,7

8,8 7,3

La franja inferior donde ocurrió corrosión general presentó un patrón de ataque con bandas orientadas en dirección longitudinal muy posiblemente asociadas con el patrón de flujo en esta zona como se muestra en la Figura 7.

Figura 7: Macrografías de la zona de pérdida de espesor en la superficie inferior del tubo.

Análisis Metalográficos de la Zona de Corrosión.

Se prepararon secciones de la zona de corrosión para su examen metalográfico y los resultados que se presentan en las Figuras 8 y 9, muestran que el material fue afectado por corrosión por picaduras aisladas que al unirse en el tiempo generaron un frente de corrosión generalizada. El acero base del tubo presenta inclusiones alargadas de sulfuro de manganeso las cuales corresponden a un acero de metalurgia antigua y no tuvieron influencia significativa en el ataque corrosivo.

FLUJO

Figura 8: Sección Metalográfica de la Superficie Corroída del tubo. Ataque Nital 3 %. Las

flechas muestran picaduras de corrosión que eventualmente coalescen y producen corrosión generalizada. Se aprecian líneas negras de inclusiones no metálicas de sulfuro de manganeso.

Figura 9: Metalografía en corte transversal de la zona corroída de la parte inferior del tubo, Sin

ataque y con ataque químico de Nital 3 %.Las flechas señalan zonas de corrosión por picaduras y presencia de una capa de óxidos en la superficie. La microestructura del acero consiste en

granos finos de ferrita y colonias de perlita.

Análisis Mediante Microscopía Electrónica y Dispersión de Energía (EDS).

Se realizaron análisis de muestras de la zona corroída removida de la parte inferior del tubo y los resultados de una zona sin depósitos visibles de corrosión evidencian un contenido significativo de Oxígeno y de Azufre (2%) además de la presencia de calcio el cual se presume que está asociado con el agua de formación transportada por el gas, se muestra en la Figura 9.

Figura 9: Análisis de la superficie del tubo donde ocurrió reducción del espesor de pared y

donde no se ubicó visualmente una capa de productos de corrosión.

Los análisis de muestras donde estaban presentes los depósitos de productos de corrosión indicaron contenidos de azufre del orden del 23 %, en peso, 22 % de oxígeno y trazas de calcio y fósforo, estos resultados se muestran en las figuras 10 y 11.

Figura 10: Análisis de la zona de corrosión en la superficie interna del tubo donde había

formación de productos de corrosión. La composición registrada sugiere que la mayor parte de los depósitos corresponden a óxidos y sulfuros de hierro.

Figura 11: Análisis de los Productos de Corrosión de otra muestra removida de la zona corroída

de la parte inferior del tubo. Los resultados son muy similares a la muestra anterior destacándose la considerable concentración de azufre en los productos de corrosión.

Mediciones de Dureza. Se realizaron mediciones de micro dureza Vickers en el metal base del borde interno, centro y borde externo y los resultados que se presentan en la Tabla 1 muestran valores en el rango de 175-201 HV los cuales se consideran adecuados para el servicio y cumplen con los requerimientos para servicio agrio según NACE MR 0175/ISO15156.

Tabla 1: Mediciones de Micro dureza

Perfil de 10Microdureza HV 300

Muestra Nº 1 1 2 3 4 5 Promedio Borde externo 214,9 205,7 197,3 178,5 172,6 193,8

Centro 186,1 186,4 191,6 182 191,8 187,6 Borde interno 188,4 193,2 204,3 178,9 181,1 189,2 Muestra Nº 2 1 2 3 4 5 Promedio Borde externo 181,2 182,7 178 198,3 188,8 185,8

Centro 182,7 174,7 172,2 171,7 172,8 174,8 Borde interno 244,3 196,4 183,9 191,7 188,8 201

Análisis de Depósitos Mediante Difracción de Rayos X. Con el fin de identificar los compuestos cristalinos presentes en tres muestras removidas de la zona inferior del tubo (Figura 12) se realizaron análisis mediante Difracción de Rayos X utilizando un Difractómetro PW1840. Los depósitos removidos de la zona corroída y de una zona adyacente, se presentaron en forma de hojuelas, con cierta humedad, las cuales se sometieron a secado a 80ºC por 24 horas y presentaron fusión, posteriormente se procedió a secado a 60ºC por 24 horas, luego se molieron en mortero de ágata hasta obtener el pase total por malla ASTM 270 (53 micrones).

Figura 12: Identificación de muestras que fueron sometidas a ensayo de Difracción de Rayos X.

Se destaca que el depósito removido de la zona corroída corresponde a una consistencia pastosa tipo gel. Los demás depósitos fueron sometidos a secado para remover la humedad

presente.

Muestra de la zona corroída (Pastosa tipo Gel)

Depósito removido de zona corroída del tubo

Depósito recolectado de zona adyacente a la zona corroída

Los difractogramas obtenidos muestran que los depósitos removidos de las zonas de corrosión presentaron azufre elemental e hidrato de hierro FeO (OH) como las especies cristalinas presentes, ejemplo de un difractograma se muestra en la figura 13. La muestra de la zona corroída de forma pastosa y untuosa, la cual no se disolvió con solventes orgánicos, fue sometida a secado a 60ºC, y se mantuvo en estado pastoso lo cual implicó realizar el ensayo en estado de entrega (pastoso). El análisis de los depósitos tipo gel pastoso removidos mostró que corresponde al compuesto 1,5 Diphenil-3 Thiocarbohidrazide el cual corresponde a una amina asociada al producto inyectado en la línea como secuestrante de H2S.

Figura 13: Difractograma de Rayos X de depósitos de la zona corroída del tubo. Los resultados

revelan la presencia de azufre cristalino elemental (S) e hidrato de hierro FeO(OH).

ANALISIS DE RESULTADOS

Las evidencias recopiladas indican que el tipo de corrosión que ocurrió en la zona inferior de la superficie interna del tubo fue promovida por la condensación de agua en la parte superior del tubo en forma de gotas que descendieron y se acumularon en la parte inferior. En estas condiciones el agua se combinó con el azufre elemental presente en la corriente del gas de proceso y originó ácido sulfhídrico (H2S) que atacó la zona inferior del tubo en una franja longitudinal. La presencia de azufre elemental en los depósitos de corrosión detectados por Energía Dispersiva (EDS) y Difracción de Rayos X confirma que el gas transportado tenía significativo contenido de azufre. Cabe destacar el producto pastoso tipo gel depositado sobre la superficie corroída y que presentó un pH de 12 corresponde al producto incorporado a la línea como secuestrante de H2S y mientras se mantenga sobre la superficie corroída puede ofrecer protección contra la corrosión. Para asegurar la integridad mecánica de la línea se recomienda continuar con la inyección del inhibidor y asegurar un bajo nivel de azufre y humedad en el gas a ser transportado. En cuanto a la corrosión externa se confirma que el revestimiento de resina epóxica presenta ampollamiento y falta de adherencia por lo que se recomienda mantener adecuadamente los sistemas de protección catódica ya que este revestimiento es “permeable” a la corriente y permite la adecuada protección debajo de las zonas deterioradas.

CONCLUSION

La evaluación metalúrgica realizada a las muestras extraídas de la tubería de 26 pulgadas que transporta gas indica que la corrosión localizada fue promovida por la presencia de azufre elemental y humedad en la corriente del gas transportado la cual en el punto bajo de la línea condensó gotas de agua y se originó ácido sulfhídrico (H2S) que produjo corrosión en la superficie inferior del tubo. Es importante para garantizar la integridad operacional de la línea mantener programas de inspección periódicas ya que con estas es posible detectar alertas para así evaluar a través de otras técnicas y atacar los problemas que puedan presentarse, Con ésta evaluación se comprueba una vez más que con la aplicación de las diferentes técnicas de inspección y control se garantizan el buen desempeño de las líneas y/o equipos disminuyendo los riesgos operacionales, ambientales, etc.

RECOMENDACIONES

Para asegurar la confiabilidad de la línea se recomienda mantener los contenidos de humedad y azufre dentro de las especificaciones del proceso y aplicar los tratamientos de inyección de secuestrantes de H2S e inhibidores de corrosión. Es importante asegurar la adecuada protección catódica de la línea considerando que el revestimiento de resina epóxica está parcialmente ampollado y con falta de adherencia.

AGRADECIMIENTOS

Al ingeniero Luis Corredor, a la Ingeniera Margarita Hidalgo, a la T.S.U. Erika Ramos por aportar sus conocimientos y experiencia en el desarrollo de esta evaluación, ratificando que el trabajo en equipo es primordial en todo proyecto.

REFERENCIAS

1. American Petroleum Institute. “Specification for line pipe” API specification 5L forty-third edition March 2004.

2. American Society for Testing and Materials. “E3-11. Standard Guide for Preparation of Metallographic Specimens”

3. American Society for Testing and Materials. “E384-11. Standard Test Method for Knoop and Vickers Hardness of Materials”.

4. NACE MR 0175/ISO15156. “Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S-containing - Environments in oil and gas production” 2001.