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Essttudiioss y Seerrviicciioss Peettrrolleerross NT3 v2 Hoja 2 de 6 La celda de corrosión formada en el metal genera alguna forma de sulfuro de hierro e hidrógeno H + atómico como vimos en las ecuaciones previas. El H + pe<strong>net</strong>ra (permea) las imperfecciones del metal hacia sitios profundos del metal, allí el H+ se transforma en hidrogeno molecular (2H + + 2e - ---- H o + H o ) en los defectos de la estructura cristalina. El gas no puede escapar de la estructura y la presión aumenta “partiendo” el metal. Las consecuencias son la pérdida de ductilidad y la formación de tensiones locales. Cuando el metal es un acero de alta resistencia la combinación de la pérdida de ductilidad y la presión interna local sobreimpresa sobre la carga de tensión local causan la rotura del material y el cracking. La falla por cracking a menudo es imprevista, si la tensión es suficientemente alta, la fisura se propaga completamente a través del metal. Se han encontrado manifestaciones de otras formas de corrosión por tensión cuya similitud al SSC puede producir confusión en el momento del diagnóstico. Tal es el caso de la recientemente caracterizada corrosión por cracking inducida por hidrogeno (SOHIC) que parece ser, en realidad un híbrido entre la SSC y el HIC (cracking inducido por hidrógeno). La HIC es una forma de cracking producida por generación de hidrógeno molecular (2H + + 2e - ----- H 2 ). Ocurre predominantemente en aceros de baja resistencia (Y.S. – yield strengh menor a 80 ksi). Acorde a los mecanismos descriptos puede decirse que “la sola presencia de H2S en un sistema de gas o petróleo puede causar pérdida de material o SSC en acero al carbono o de baja aleación”. En todo caso, la cuestión a resolver, es cuando la corrosión llega a un nivel de riesgo para las instalaciones o equipos. 2.- ¿Que es un medio agrio? La N.A.C.E. ( National Association of Corrosión Engineers ) se fundo en EEUU en 1943 y ya en 1950 se formó el subcomite TP – 1G dependiente del Comité de Petróleo y Gas para intercambiar ideas concernientes a fallas ocurridas en servicio por la presencia de H2S en USA / Canadá y consolidar / estandarizar especificaciones de materiales entre usuarios y proveedores. En 1966 el subcomite produjo el reporte IF 166 ( Sulfide Cracking Resistant Metallic Materials for Valves for Production and Pipeline Service ). NACE y API Cm 6 comenzaron una acción conjunta sobre el tema en el mismo año. En marzo de 1975 surge como producto ya de la acción de tres grupos de trabajo de NACE (T1F16, 17,18) la norma MR-01-75 (Sulfide Stress Cracking Resistant Metals for Valves for Production and Pipeline Service). La norma especifica los materiales que deben utilizarse para que resistan SSC para lo cual define “medios agrios” a aquellos que pueden causar SSC de materiales susceptibles. El fenómeno de SSC es causado por interacciones complejas de parámetros tales como: • Composición química, resistencia mecánica, tratamiento térmico y microestructura del material. • PH del medio, temperatura del sistema, tiempo de exposición. • Concentración de H2S y presión total del sistema.
Essttudiioss y Seerrviicciioss Peettrrolleerross NT3 v2 Hoja 3 de 6 • Esfuerzo de tensión (aplicado o residual). GAS AGRIO: Según la norma MRO 175 se considera gas agrio a aquel que debe manejarse a una presión total igual o mayor a 65 psia y cuando la presión parcial de H2S en el gas es mayor que 0.05 psia, por ejemplo: a) Un sistema a 1000 psia de presión de operación con un gas que contenga 0.01 mol % de H2S ( 100 ppm ) es AGRIO porque ppH2S > 0.05 psia. b) Un sistema a 200 psia de presión de operación con un gas que contenga 0.005 % moles H2S ( 50 ppm ) NO ES AGRIO porque ppH2S < 0.05 psia. En un análisis pormenorizado del límite de “no falla”, Tuttle (1990) recomienda: 1. Usar 0.05 psi de pp H2S para aceros al carbono y de baja aleación ( con YS > 110 KSI y HRC < 25 ). 2. Usar 0.005 psi de pp H2S para aceros al carbono y de baja aleación (con YS > 110 psi y HRC > 25). En 1995 la EFC (European Federation of Corrosión) propuso definir servicio agrio a aquel en el cual: • pp H2S: 0.01 bar (0.10 psi) cuando pH agua < 3.5. • pp H2S: 1 bar (10 psi) cuando pH agua > 3.5. (Observese que el criterio esta basado en la relación pp H2S vs pH del agua en contacto con la cañeria). Según MR 01-75 y sus versiones posteriores (MR 01-75 – año) los sistemas multifásico (petróleo, gas, agua) son No Agrios cuando: 1. El máximo GOR es 5000 SCF/bbl (884 m 3 /m 3 ). 2. La fase gaseosa contiene un máximo de 15 % SH 2 . 3. La pp H2S es como máximo 10 psia. 4. La presión de operación es menor a 265 psia. El punto 1. Supone que el servicio “NO AGRIO” satisfactorio para equipo estándar en estas Condiciones se debe al efecto “inhibidor” del petróleo ayudado por las bajas presión
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