Corrosion Cracking

EL STRESS CORROSION CRACKING (SCC) EN LOS DUCTOS DE PEMEX

ADRIAN ESPINOSA MERINO

Resumen

El agrietamiento por corrosión y esfuerzo (ACE), por sus siglas en ingles SCC (Stress

Corrosion Cracking) es un fenómeno por el cual un material, expuesto a la acción de

ciertos medios corrosivos, se agrieta a valores de tensión muy inferiores a los de

diseño. Se presenta como resultado de la acción simultánea del medio corrosivo y de

las tensiones mecánicas. Los esfuerzos que causan la SCC pueden ser residuales,

aplicados o una combinación de ambos. Este tipo de corrosión es muy perjudicial, ya

que en un lapso extremadamente corto se puede producir la falla de una pieza. La

presencia del SCC no siempre es visible a simple vista, pero este defecto es muy

peligroso, sobre todo cuando se encuentra formado colonias de grietas, las cuales

ocasionan rupturas del ducto con los cambios de presión del ducto, normalmente estas

rupturas son de tipo catastrófico.

En los últimos cinco años el fenómeno de SCC ha sido detectado en los ductos de

PEMEX, recientemente en noviembre del 2006 fue motivo de estudio un caso de SCC

(Oleoducto de 30” en el tramo San Martín – Venta de Carpio). Debido a la edad de los

ductos de PEMEX, es de vital importancia comenzar a tomar acciones para prevenir

este fenómeno que ya se esta presentando como un problema.

La experiencia ha demostrado que el SCC se desarrolla lentamente a lo largo de

muchos años sin causar problemas. Sin embargo, cuando una fractura alcanza un

tamaño crítico en el ducto normalmente falla mecánicamente dando lugar a una fuga o

ruptura.

1. Introducción.

El agrietamiento por corrosión y esfuerzo es un fenómeno que comenzó a estudiarse en

1957 en U.S.A. y recientemente en los años 80’s en Canadá. El primer incidente de

SCC en líneas de gas natural ocurrió a mediados de los 1960’s y desde esa fecha han

ocurrido cientos de fallas. El SCC de pH alto ha causado numerosas fallas en Estados

1

Unidos en los inicios de 1960’s y 1970’s, mientras que fallas por SCC de pH casi neutral

se han registrado en Canadá a mediados de 1980’s y principios de los 1990’s [1-5]. Las

fallas por SCC han continuado a través del mundo incluyendo Australia, Rusia, Arabia

Saudita, México, América del Sur y otras partes del mundo.

La susceptibilidad al agrietamiento se indica por una disminución de las propiedades

mecánicas (ejemplo, elongación, resistencia a la tensión, reducción en área) sobre las

observadas en un medio inerte y en algunos casos, la presencia de grietas secundarias

a lo largo de la longitud calibrada del espécimen [6-8].

La ocurrencia de SCC depende de la ocurrencia simultánea de tres condiciones:

Materialsusceptible

Esfuerzos(residuales o aplicados)

AmbienteCorrosivo

Materialsusceptible

Esfuerzos(residuales o aplicados)

AmbienteCorrosivo

Fig. 1 Condiciones necesarias para que ocurra SCC.

Adicionalmente, se puede indicar que el SCC ocurre en etapas, primero una etapa de

incubación donde el material y el ambiente se encuentran interactuando de manera

compleja con los esfuerzos. Esta primera etapa usualmente requiere de un periodo

largo de tiempo. En una segunda etapa es cuando la fisura finalmente ocurre. En la

tercera etapa la fisura se propaga uniéndose con otras fisuras seguido por un

crecimiento general. La cuarta etapa es la repentina propagación de la fisura resultando

en una fractura del material y en muchos casos rupturas. Cada una de estas etapas

pueden ser afectadas por las fluctuaciones de presión en los ductos.

Las investigaciones que han realizado países pioneros en el SCC como USA y Canadá

debe tomarse en cuenta. La experiencia canadiense con ductos y el SCC comenzó con

dos mayores rupturas ocurridas en los ductos de TransCanada en 1995. La

2

investigación en SCC después de lo ocurrido indicó evidencia de la extensa

problemática que SCC significaba para los ductos en Canadá. Basados en estos

resultados el National Energy Board (NEB) inició una acción inmediata conduciendo un

estudio inicial que conllevó a 27 recomendaciones para promover la seguridad pública

en Canadá para sistemas de gasoductos y oleoductos. Las siguientes graficas

muestran los resultados de las estadísticas de fallas donde se aprecia que la principal

causa de rupturas era el SCC para el periodo de 1984-1993 [9].

Fuerzas Naturales

9%

SCC31%Daños por

terceros30%

Fatiga4%

Operacional4%

Otros13%

Corrosión Externa

9%

Fig. 2 Principales causas de fallas para la década de 1984-1993 en Canadá.

Después de los intensos estudios que realizaron las diferentes compañías de ductos en

Canadá se observo en la siguiente década como se redujo considerablemente el

problema por SCC como se aprecia en la siguiente figura.

3

Fuerzas Naturales

9%

Corrosión Externa

48%

Operacional9%

Defectos materiales

9% Otros4%

Daños por terceros

4%

Fatiga4%

SCC13%

Fig. 3 Principales causas de fallas para la década de 1994-2003 en Canadá.

Como puede observarse de las graficas anteriores el porcentaje de SCC se redujo de

un 31% a un 13% después de los estudios realizados por las diferentes compañías.

2. Desarrollo.

El SCC puede presentarse debido al efecto de muchas variables, pero en nuestro caso

el alcance de este trabajo se enfoca en el SSC en ambientes de ductos enterrados que

transportan hidrocarburos, es decir, el SCC producido por el efecto del H2S y CO2

principalmente.

Variables que afectan la presencia de SCC.

La susceptibilidad al SCC es una función de un gran número de variables. Algunas de

las más importantes son la resistencia, dureza y el nivel de esfuerzos de tensión

aplicados. Debido a que al soldar pueden inducirse alta dureza y altos esfuerzos

residuales, las uniones soldadas frecuentemente son susceptibles al SCC. Para aceros

de medio y bajo carbono, el relevado de esfuerzos en soldaduras a 600°C previene el

SCC. Los inhibidores al igual que la protección catódica adecuada reducen la

4

susceptibilidad al SCC. Los elementos aleantes pueden afectar significativamente la

resistencia de las aleaciones al SCC. En algunos casos puede resultar benéfico para

algún ambiente en particular, pero malo en otro.

De acuerdo a la NACE para las aleaciones resistentes a la corrosión (CRA) su

resistencia para servicios amargos (H2S) ha sido limitada a una aplicación de

resistencia a la cedencia de 690MPa o durezas de 22 HRC [10-12].

Para determinar la susceptibilidad al SCC generalmente se utilizan parámetros como

reducción de área, tiempo de falla, y presencia de grietas secundarias [6,8].

Efecto del pH.

El incremento del ion hidrógeno a causa de la disminución del pH aumenta la

susceptibilidad al SCC comparada con el pH más neutro con la misma concentración de

H2S. Un alto grado de fragilización se observa a pH’s bajos, pero con el incremento del

pH la fragilización por hidrógeno tiende a cero [13]. En presencia de carbonatos, el

efecto del pH es menor con valores cercanos al neutro (alrededor de 7), pero se

agudiza su efecto cuando se aleja del neutro, en valores ácidos por la formación de

ácido carbónico, y a pH básico por la formación de películas frágiles.

Efecto de la temperatura.

La temperatura es un factor importante en la determinación de la susceptibilidad de un

material al SCC. Para el caso del SCC la susceptibilidad se incrementa cuando se eleva

la temperatura, mientras que para el SSC (sulfide stress cracking), la máxima

susceptibilidad de un material ocurre cerca de la temperatura ambiente.

La susceptibilidad de los aceros a la fractura por SSC alcanza un máximo alrededor de

25°C (77°F). Para temperaturas menores o mayores a este máximo, los aceros

incrementan su resistencia al SSC [10-12].

Efecto del Esfuerzo

Los componentes reales típicamente contendrán defectos y detalles de diseño, tales

como ralladuras o hendiduras cambios de forma en sección, soldaduras picaduras por

5

corrosión etc., los cuales producirán concentración de esfuerzos, de donde el esfuerzo

umbral puede ser excedido localmente aun en condiciones de esfuerzo nominal este

muy abajo de este umbral. Los esfuerzos residuales producidos por la soldadura son

lugares críticos para que se presente el SCC.

Microestructura.

La microestructura, el tratamiento térmico y la aleación están estrechamente

relacionados y son importantes en la determinación de la resistencia del material al

SSC. Un acero con una microestructura martensítica altamente revenida será más

resistente al SSC que un material con microestructura bainítica y mezcla de perlita y

ferrita (acero normalizado).

Microestructuras de una sola fase (excluyendo precipitados) generalmente provee una

resistencia superior al SSC que una estructura multifásica. La mayoría de las fracturas

producidas por el SSC frecuentemente se inician en localizaciones internas del material,

en lugares de alta concentración de esfuerzos internos.

Factores que contribuyen al SSC.

Los principales factores que contribuyen al SSC pueden separarse en dos categorías:

1) Ambiente: concentración de H2S (fluido interno), CO2, carbonatos, agua, pH,

temperatura y esfuerzo aplicado.

2) Material: esfuerzo de cedencia, microestructura, tratamientos térmicos y

aleación.

La resistencia a la cedencia es posiblemente el factor más importante que gobierna la

resistencia de los materiales al SSC. El incremento de la resistencia a la cedencia

disminuye seriamente la resistencia de las aleaciones al SSC. En algunos casos la

resistencia de los materiales al SSC es medida por sus durezas.

6

Tipo de fractura.

El modo de fractura de un material que presenta SSC generalmente pasa de una

transición que va de una fractura predominante intergranular para materiales con alta

resistencia a la cedencia, a una fractura transgranular para materiales con baja

resistencia a la cedencia.

La corrosión bajo esfuerzo puede ser intergranular o transgranular [2]. Las fallas

transgranulares son menos comunes que las intergranulares, aunque ambos modos de

agrietamiento pueden estar presentes en la misma zona de falla, dependiendo de las

condiciones de operación. Hay circunstancias frecuentes que pueden cambiar el modo

de fractura inicial, como ejemplo, el SCC por cloruros de los aceros inoxidables

austeniticos sensibilizados, pueden presentar agrietamiento intergranular. A

temperaturas muy altas (>200°C), los ambientes acuosos son muy agresivos y pueden

cuasar el SCC en un rango amplio de materiales.

Ambientes que generan SCC

Los mecanismos de SCC son más específicos y requieren condiciones ambientales

específicas para que ocurra este fenómeno. Este se debe a que el agrietamiento

depende de la posibilidad de que se den reacciones de corrosión específicas en la

punta de grieta, contra reacciones ocurriendo en las paredes de la grieta y en la

superficie externa del material. Con alguna variación menor de estas condiciones

ambientales, el SCC podría no ocurrir. La siguiente tabla muestra una relación de

aleaciones y ambientes que propician el SCC.

Tabla 1 Aleaciones y ambientes que propician el SCC.

7

HidrogenoAceros de alta resistencia

ClorurosAceros inoxidables

Haluros, metanol Aleaciones de Ti

Hidróxidos Aleaciones de Ni

Humedad del aire, agua, cloruros, sulfatos, sulfuros

Aceros de baja resistencia

Cloruros, ácido sulfúrico Aceros Austeniticos

Amonio anhídrido

Nitratos, hidróxidos, carbonatos Aceros al Carbono

Amonio, humedad del aire, dióxido de sulfuro

Aleaciones de Cu

Hidróxido de sodio

Ácido nítrico, fluoruros

Mezclas de Cloruro-cromato, aire húmedo

Aleaciones de Mg

Cloruros, aire húmedo Aleaciones de Al

Ambiente Material

HidrogenoAceros de alta resistencia

ClorurosAceros inoxidables

Haluros, metanol Aleaciones de Ti

Hidróxidos Aleaciones de Ni

Humedad del aire, agua, cloruros, sulfatos, sulfuros

Aceros de baja resistencia

Cloruros, ácido sulfúrico Aceros Austeniticos

Amonio anhídrido

Nitratos, hidróxidos, carbonatos Aceros al Carbono

Amonio, humedad del aire, dióxido de sulfuro

Aleaciones de Cu

Hidróxido de sodio

Ácido nítrico, fluoruros

Mezclas de Cloruro-cromato, aire húmedo

Aleaciones de Mg

Cloruros, aire húmedo Aleaciones de Al

Ambiente Material

Mecanismos básicos de SCC.

Disolución activa.

Este proceso involucra una corrosión acelerada a lo largo de un camino de mayor

susceptibilidad que las otras zonas de corrosión normal, o típicamente pasivas. Los

caminos más comunes de corrosión activa son los bordes de grano donde se puede

encontrar la segregación de de impurezas que pueden dificultar la pasivasión de la

superficie metálica. El proceso de corrosión por senda activa esta limitado

inherentemente por la velocidad de corrosión del metal en la punta de la grieta (y

cavidad), lo cual limita la velocidad de crecimiento máximo a un valor aproximado de

10-2 mm/s.

Fragilización por hidrógeno.

El hidrógeno se disuelve en todos los metales en un grado moderado. El hidrógeno es

un átomo muy pequeño y se incorpora entre los átomos del cristal del metal en los sitios

intersticiales. Consecuentemente este difunde mucho más rápido que los átomos

grandes. El hidrógeno tiende a ser atraído hacia regiones de alto esfuerzo triaxial en

donde la estructura metálica esta dilatada [13]. Es decir, se concentra en las regiones

de punta de grieta o zonas de concentración de esfuerzos. El hidrógeno disuelto, por lo

tanto, promueve la fractura del metal, haciendo más fácil la fractura por desgarramiento

8

o posiblemente afectando en el desempeño de la deformación plástica local intensa.

Por consecuencia, el hidrógeno tiene relativamente, una menor solubilidad en el acero

ferritico, pero presenta un mayor coeficiente de difusión. Es por esta razón que los

aceros austeniticos se han considerado como materiales inmunes a los efectos del

hidrógeno.

3. Resultados y discusión

Ensayos, criterios y normatividad para determinar la susceptibilidad al SCC

a) Ensayos a velocidad de deformación lenta (SSRT).

Para determinar la susceptibilidad al SCC generalmente se utilizan parámetros como

reducción de área, tiempo de falla, y presencia de grietas secundarias cuando se

utilizan ensayos SSRT (slow strain rate tests). Los criterios de evaluación solo es que

entre más cercano este el valor de la relación de reducción de área (RRA) a la unidad

indican alta resistencia al SCC; y entre mas alejado de la unidad el material es más

susceptible [10-11].

b) Ensayos a carga constante (CER).

También existen pruebas de tensión a carga constante (constant extensión rate) como

se menciona en NACE TM-0177. Si la prueba no falla después de 720 horas, el material

pasa, de lo contrario se rechaza [10,14].

c) Evaluación de SCC por medio de un punzón (small punch tests).

Esta técnica consiste en evaluar la susceptibilidad al SCC usando un pequeño punzón y

emisión acústica (EA). Especimenes de 10x10x0.5mm se ensayan a varias velocidades

de deformación; se capta la amplitud de la señal de EA y se saca un equivalente entre

la deformación a la fractura (qf) y la susceptibilidad al SCC de aceros de alta

resistencia [15].

Tabla 2 Normatividad y criterios para evaluar la susceptibilidad al SCC [6,8,10,11,16].

9

RRA, RE cercano a 1 no es susceptible al SCCRRA, RE cercano a 0 el material es susceptible al SCCRA = [(Di2 – Df2)/Di2 ] 100RRA = RAsol/RAaireRE = Esol/Eaire

Evalúa susceptibilidad al SCC en base a la RRA y tiempo de fallaRRA = RAsol/RAaireRTF = TFsol/TFaire

Pruebas SSRT(1x10-5 a 1x10-7

in/s)

En medio inerte como referencia y en ambiente corrosivo a estudiar (H2S, CO2, Cl)

NACE TM-198

RRA, RTF, RE cercano a 1 no es susceptible al SCCRRA, RTF, RE cercano a 0 y hay grietas secundarias el material es susceptible al SCCRRA = RAsol/RAaireRTF = TFsol/TFaireRE = Esol/Eaire

Evalúa susceptibilidad al SCC en base a la relación de reducción de área (RRA ) y elongación plástica (RE).


in/s)


ASTM G-129

Si no falla antes de 720 hrs (30 días) el material pasa.

Aplicar el 72% del esfuerzo de fluencia real del material

Prueba a carga constante

Solución B del método A de NACE TM-177

NRF-001-PEMEX

Hace una calificación de los materiales resistentes al SCC en soluciones que contienen H2SDureza máxima de 22 HRC y resistencia de 690 MPa para evitar la susceptibilidad al SCC para aceros al carbono

Evaluación de materiales para uso en ambientes de H2S de la producción de petróleo y gas

La metodología y condiciones de prueba se estableces de acuerdo al material

Soluciones con H2S

NACE MR-0175 / ISO 15156

Solo se usa para aceptación o rechazo de un material (pasa o no pasa).El material se ensaya al 72% del límite de fluencia del material.Si el material no falla después de 720 hrs el material pasa.

API 5L recomienda método B en soluciones A o BSolución A: métodos A, C y DSolución B: métodos A, C y DPara aceros al carbón y aceros de baja aleación.Solución C: métodos A, C y DPara aceros martensiticosinoxidables

Es común usar solución A o B a 24°C con H2SMETODOS:A – Standard tensile testB – Standard Bent-Beam testC - Standard C-Ring TestD -Standard DCB Test

Solución A, B y CNACE TM-177

CriterioComentariosMetodologíaSolucionesNORMA

RRA, RE cercano a 1 no es susceptible al SCCRRA, RE cercano a 0 el material es susceptible al SCCRA = [(Di2 – Df2)/Di2 ] 100RRA = RAsol/RAaireRE = Esol/Eaire

Evalúa susceptibilidad al SCC en base a la RRA y tiempo de fallaRRA = RAsol/RAaireRTF = TFsol/TFaire


in/s)


NACE TM-198

RRA, RTF, RE cercano a 1 no es susceptible al SCCRRA, RTF, RE cercano a 0 y hay grietas secundarias el material es susceptible al SCCRRA = RAsol/RAaireRTF = TFsol/TFaireRE = Esol/Eaire

Evalúa susceptibilidad al SCC en base a la relación de reducción de área (RRA ) y elongación plástica (RE).


in/s)


ASTM G-129

Si no falla antes de 720 hrs (30 días) el material pasa.

Aplicar el 72% del esfuerzo de fluencia real del material

Prueba a carga constante

Solución B del método A de NACE TM-177

NRF-001-PEMEX

Hace una calificación de los materiales resistentes al SCC en soluciones que contienen H2SDureza máxima de 22 HRC y resistencia de 690 MPa para evitar la susceptibilidad al SCC para aceros al carbono

Evaluación de materiales para uso en ambientes de H2S de la producción de petróleo y gas

La metodología y condiciones de prueba se estableces de acuerdo al material

Soluciones con H2S

NACE MR-0175 / ISO 15156

Solo se usa para aceptación o rechazo de un material (pasa o no pasa).El material se ensaya al 72% del límite de fluencia del material.Si el material no falla después de 720 hrs el material pasa.

API 5L recomienda método B en soluciones A o BSolución A: métodos A, C y DSolución B: métodos A, C y DPara aceros al carbón y aceros de baja aleación.Solución C: métodos A, C y DPara aceros martensiticosinoxidables

Es común usar solución A o B a 24°C con H2SMETODOS:A – Standard tensile testB – Standard Bent-Beam testC - Standard C-Ring TestD -Standard DCB Test

Solución A, B y CNACE TM-177

CriterioComentariosMetodologíaSolucionesNORMA

Criterios y normatividad para reparar ductos que presentan SCC.

Hoy en día existen varios criterios para reparar ductos que presentan SCC, y son pocas

las normas que hablan al respecto. La mayoría de ellas lo tratan únicamente como

grietas y no específicamente como SCC, tal es el caso de la NRF-030-Pemex [17]. La

norma que si habla específicamente sobre criterios de reparación de SCC es la

B.31.8.S [18]. La siguiente tabla muestra un resumen de tales normas [17-21].

Tabla 3 Normatividad y criterios para reparar ductos cuando se presenta el SCC.

10

Sustitución de tramo.Envolvente Tipo A. Envolvente Tipo B.

Envolvente Tipo A: Con soldadura de las dos medias cañas en el sentido longitudinal de la tubería.Envolvente Tipo B: Con soldadura de las dos medias cañas en el sentido longitudinal de la tubería y con soldadura de filete a la tubería en el sentido transversal.

Reducción de presiónReducir temperatura de operaciónSustituir tramoRehabilitarReparar recubrimientoReducir tensión externaMonitoreo/mantenimiento de PCRev Procedimiento de operación y mantenimientoInspecciónRev especificaciones de diseñoPrueba hidrostática

SCCASME B31 8 S – 2001

Sustitución de tramo.Envolvente circunferencial completa soldada.Esmerilado hasta un 10% del espesor de pared nominal.

Sustituir tramoReparar

Inaceptable a menos que se realice un estudio de mecánica de fractura.

GrietasNRF-030PEMEX-2003Modificación 1 (2006)En proceso de formalización

Sustitución de tramo.Envolvente circunferencial completa soldada. Refuerzo no metálico.



Grietas o fisurasNRF-030PEMEX-2003

Reparación definitiva o permanente aceptada

AccionesLímitesClasificación Norma

Sustitución de tramo.Envolvente Tipo A. Envolvente Tipo B.

Envolvente Tipo A: Con soldadura de las dos medias cañas en el sentido longitudinal de la tubería.Envolvente Tipo B: Con soldadura de las dos medias cañas en el sentido longitudinal de la tubería y con soldadura de filete a la tubería en el sentido transversal.

Reducción de presiónReducir temperatura de operaciónSustituir tramoRehabilitarReparar recubrimientoReducir tensión externaMonitoreo/mantenimiento de PCRev Procedimiento de operación y mantenimientoInspecciónRev especificaciones de diseñoPrueba hidrostática

SCCASME B31 8 S – 2001

Sustitución de tramo.Envolvente circunferencial completa soldada.Esmerilado hasta un 10% del espesor de pared nominal.



GrietasNRF-030PEMEX-2003Modificación 1 (2006)En proceso de formalización

Sustitución de tramo.Envolvente circunferencial completa soldada. Refuerzo no metálico.



Grietas o fisurasNRF-030PEMEX-2003



Calcula resistencia remanente en base a ASME B31G, RSTRENG, DNV RP F-101

Sustituir tramoRepararEvaluación del dañoEvaluación de la adhesiónAnálisis causa raízMonitoreo de defectos

Defectos de corrosión externa

NACE RP 502

La etapa IV (pos-evaluación) incluye: consecuencias, ACR, mitigación, reparación.Evalúa el daño de acuerdo a ASME B31.8S sección A3.4 incluye:-Reparar o remover el tramo-Prueba hidrostática.-Evaluación del riesgo.-ILI o recubrir nuevamente

Evaluación de acuerdo a ASME B31.8S, B31.4, B31.8, API 1160

SCCNACE RP-0204 -2004

Sustitución de tramo.Envolvente Tipo B.


GrietasAPI Standard 1160 - 2003



Calcula resistencia remanente en base a ASME B31G, RSTRENG, DNV RP F-101

Sustituir tramoRepararEvaluación del dañoEvaluación de la adhesiónAnálisis causa raízMonitoreo de defectos

Defectos de corrosión externa

NACE RP 502

La etapa IV (pos-evaluación) incluye: consecuencias, ACR, mitigación, reparación.Evalúa el daño de acuerdo a ASME B31.8S sección A3.4 incluye:-Reparar o remover el tramo-Prueba hidrostática.-Evaluación del riesgo.-ILI o recubrir nuevamente

Evaluación de acuerdo a ASME B31.8S, B31.4, B31.8, API 1160

SCCNACE RP-0204 -2004

Sustitución de tramo.Envolvente Tipo B.


GrietasAPI Standard 1160 - 2003



11

¿Lugares susceptibles dónde puede presentarse el SCC en México?

• Cruces de carreteras y vías férreas; por fatiga.

• Cruce de lagunas, pantanos, vados, tierra de agricultura; tierras con variación del

pH, concentración de especies corrosivas, etc.

• Zonas con topografía irregular (columpios, pendientes); donde internamente hay

concentración de agua; externamente en suelos sin dren de agua (suelos

arcillosos).

• Lugares con diferenciales en extracto de suelos, que producen celdas

galvánicas.

• Zonas de mayor presión de operación; distancia del compresor < 20 millas.

• Cambios de dirección; incremento en esfuerzo interno y esfuerzo residual.

• Zonas de alta densidad de estructuras metálicas; lo cual ocasiona interferencia

externa sobre el sistema de protección catódica.

Todo esto esta en función de:

• Material / ducto: trabajado mecánico, esfuerzo residual, soldadura.

• Presión de operación > 60% del esfuerzo de fluencia: mantenida o cíclica

• Recubrimiento / propiedades: permeación de agua, iones, hidrógeno. Adhesión,

Resistividad.

• Características del suelo: pH (<6; > 8), concentración (sulfatos, carbonatos,

cloro), textura (tamaño de grano), tipo de suelo (corrosividad del suelo).

• Protección catódica: sub-protección <850mV, sobre-protección > -1100 mV

• Topografía: columpios y pendientes, zonas de poco drenado de agua.

• Daños por efectos externos: degradación del recubrimiento, contaminación

ambiental, interferencias eléctricas.

Métodos de detección de SCC

Generalmente existen tres métodos para detección de SCC:

- Diablo instrumentado (MFL).

12

- Ultrasonido (haz angular).

- Inspección directa (SCC-DA).

Técnicas para revelar el SCC

1) Partículas secas (Dry powder magnetic particle inspeccion, DPMPI).

2) Partículas húmedas (Wet visual magnetic particle inspeccion, WVMPI).

3) Partículas magnéticas húmedas fluorescentes (Wet fluorescent magnetic particle

inspeccion, WFMPI)

2) Partículas magnéticas fluorescentes de contraste negro y blanco (Black and white

magnetic particle inspection, BWMPI)

¿Como prevenir o mitigar el riesgo por SCC?

El siguiente diagrama de flujo muestra algunas de las principales variables que deben

tomarse en cuenta para prevenir y mitigar el riesgo por SCC.

13

Selección adecuada del material

Control de los esfuerzos

Remover especies criticas del medio

Protección catódica

Recubrimiento adecuado

- Tratamiento térmico- Expansión en frío- Control de fluctuaciones de Pr- Pruebas hidrostáticas- Reducir esf durante el servicio

- No susceptible al SCC- De buena calidad- Proceso de fabricación correcto- Aceros de resistencia adecuada

- Cl, H2S, CO2, O- Evitar áreas de estancamiento- Uso de inhibidores

-P.C. adecuada.-Evitar sobreprotección catódica-Recubrimientos de buena adhesión

Selección adecuada del material

Control de los esfuerzos

Remover especies criticas del medio

Protección catódica

Recubrimiento adecuado

- Tratamiento térmico- Expansión en frío- Control de fluctuaciones de Pr- Pruebas hidrostáticas- Reducir esf durante el servicio

- No susceptible al SCC- De buena calidad- Proceso de fabricación correcto- Aceros de resistencia adecuada

- Cl, H2S, CO2, O- Evitar áreas de estancamiento- Uso de inhibidores

-P.C. adecuada.-Evitar sobreprotección catódica-Recubrimientos de buena adhesión

SCC permanece como un problema serio que preocupa a los operadores de ductos, a

la industria en general y a las organizaciones reguladoras. Como el SCC es un proceso

dependiente del tiempo sin la atención apropiada puede continuar desarrollándose y

resultar en más fallas en el ducto. Los operadores están progresando en las

inspecciones de sus sistemas de ductos para detectar SCC.

4. Conclusiones y recomendaciones.

De acuerdo al historial y análisis de los ductos de PEMEX y su comportamiento, se

recomiendan las siguientes acciones prioritarias:

- Conocer los principios generales que producen el SCC, como prevenirlo y mitigarlo.

- Implementación de un programa de manejo de SCC.

- Establecer criterios y lineamientos de detección y reparación de ductos susceptibles al

SCC basados en la normatividad internacional y las mejores prácticas recomendadas.

14

- Realizar un análisis de priorización de ductos que puedan ser susceptibles de SCC.

- Llevar a cabo un análisis costo-beneficio de las diferentes técnicas que puedan ser

aplicadas y de la efectividad de las mismas para determinar cual emplear en la

detección del SCC.

- Realizar un análisis de causa raíz (ACR) de todos los casos de SCC detectados.

- Generar bases de datos de los casos de SCC para análisis de tendencias futuras.

- Difundir más la información en todo PEMEX de los casos de SCC detectados.

- Una investigación continúa para obtener un mejor conocimiento del fenómeno.

El problema que presenta el SCC puede ser reducido y generalmente controlado

cuando acciones pro-activas son tomadas, tales como:

Identificación de los ductos que hayan sido construidos en la década desde 1960 a

1970 cuando las cintas de polietileno eran principalmente usadas como

recubrimiento protector.

Sabiendo cual segmento o ubicación en el ducto es más susceptible a SCC y

atacando el problema dando seguimiento a programas para encontrar y eliminar

este problema.

Usando mejores recubrimiento para nuevos ductos como lo son epóxicos adheridos

por fusión.

Manteniendo una buena protección catódica.

Usando herramientas especializadas para la detección de fisuras en línea como son

EMAT por sus siglas en inglés o herramientas de ondas elásticas.

Ejecutando de manera alternativa pruebas hidrostáticas (hydrotest) para remover

fisuras que han crecido por encima de una medida en particular.

Manteniendo un Sistema Integral de Administración que esté dirigido al control de

SCC.

A la fecha en los ductos en donde se han observado este tipo de daños es el :

Oleoducto de 30” D.N. Nuevo Teapa-Venta de Carpio, Tramo: San Martín Texmelucan-

Venta de Carpio”

15

Resultados

Con las inspecciones realizada a este ducto con equipo instrumentado de ondas

transversales, se define la rehabilitación del ducto, reparando las condiciones mas

severas de daños, que por su criticidad pone en riesgo la seguridad del ducto.

De acuerdo al contenido del reporte final de integridad, existen indicaciones de

severidad crítica en el tramo: San Martín Texmelucan-Venta de Carpio, mismas que por

la pérdida de espesor presente por corrosión tanto interna como externa y la presencia

de campos de fisuras o grietas longitudinales, requieren de atención inmediata.

En este tramo existen 168 campos de fisuras (SCC), de las cuales 25 son CRITICAS y

1,199 indicaciones de corrosión externa e interna, de las cuales 42 son CRÍTICAS y

que requieren intervención inmediata, fallas acotadas por el “factor estimado de

reparación” (FER>1), evaluación realizada de acuerdo a los códigos internacionales

ASME/ANSI B31.4 y B31.G, aprobado internacionalmente para toma de decisiones de

este tipo, así como el contenido de la Norma de Referencia NRF-030-Pemex-2006.

Relación de fallas externas severas criticas.

16

TRAMO TIPO DE FALLA

% PERDIDA ESPESOR

NÚMERO DE FALLAS

TED SAN MARTÍN TEXMELUCAN 0+000

V. S. TLÁLOC 19+580 CORROSIÓN EXTERNA

23-67 03

V. S. NANACAMILPA 32+697 CORROSIÓN EXTERNA

33-74 38

V. S. TEXCOCO 62+199 CORROSIÓN EXTERNA

54 01

TRD VENTA DE CARPIO 85+289 CORROSIÓN EXTERNA

0 0

TOTAL 42

Relación de fallas de Stress Corrosión Cracking (SCC) severas CRÍTICAS

TRAMO TIPO DE FALLA PROFUNDIDAD DE FALLA NÚMERO DE FALLASTED SAN MARTÍN TEXMELUCAN 0+000V. S. TLÁLOC 19+580 SCC 1-4 mm. 19V. S. NANACAMILPA 32+697 SCC 1-2 mm. 01V. S. TEXCOCO 62+199 SCC 2-4 mm. 02TRD VENTA DE CARPIO 85+289 SCC 1-2 mm. 03

TOTAL 25

Acciones Realizadas.

Una vez que se obtuvieron los resultados de la inspección con equipo instrumentado de

fuga de flujo magnético y de ultrasonido transversal (haz angular) para detectar fisuras

17

longitudinales, provocadas por stress corrosion cracking (SCC) en el tramo San Martin

Texmelucan-Venta de Carpio, se verificó en campo y se constató la presencia de las

mismas, procediendo a la Instalación de envolventes de refuerzo temporal como acción

emergente para reducir el riesgo operativo, en virtud de que en ese momento no era

posible llevar a cabo una libranza operativa en el ducto para la reparación definitiva del

mismo en el tramo referido

Conclusiones

En base a los resultados de la integridad del tramo San Martín – Venta de Carpio,

Pemex Refinación ha tomado la decisión de rehabilitar este tramo en el ejercicio 2007,

mediante un contrato de Obra Publica, con la finalidad de garantizar la seguridad

operativa del ducto, resguardar las instalaciones propias, al medio ambiente pero sobre

todo evitar daños a terceros.

5. Referencias

2100

2200

2300

2400

2500

2600

2700

2800

A.S.N.M.

2900

480

+00

0

485

+00

0

490

+00

0

495

+00

0

500

+00

0

505

+00

0

510

+00

0

520

+00

0

525

+00

0

V. S. TLALOC

KM . 501+875

530

+00

0

515

+00

0

535

+00

0

540

+00

0

545

+00

0

550

+00

0

555

+00

0

560

+00

0

565

+00

0

V. S. V. S. NANACAMILPNANACAMILP

A KM . A KM . 514+926 514+926

V. S. TEXCOCO

KM . 546+775

TRAMPA DE DIABLOS VENTA DE CARPIO KM

566+071

570

+00

0

ESTACION DE BOMBEO No. 6

SAN MARTIN TEX. PUE. KM.482+417

PUNTO ALTO 2910 MSNMPUNTO ALTO 2920 MSNM

2525

33

22

11

1919

CRITICOSCRITICOS

168168

66

9494

11

6161

CAMPOS CAMPOS DE DE

FISURASFISURAS

V.S. TLALOC V.S. TLALOC ––V.S. NANACAMILPA V.S. NANACAMILPA

V.S. NANACAMILPA V.S. NANACAMILPA ––V,SV,S, TEXCOCO, TEXCOCO

TOTALTOTAL

V.S. TEXCOCO V.S. TEXCOCO ––VENTA DE CARPIOVENTA DE CARPIO

SAN MARTIN , TEXM. SAN MARTIN , TEXM. ––V.S. TLALOCV.S. TLALOC

UBICACIUBICACI ÓÓNN

2100

2200

2300

2400

2500

2600

2700

2800

A.S.N.M.

2900

480

+00

0

485

+00

0

490

+00

0

495

+00

0

500

+00

0

505

+00

0

510

+00

0

520

+00

0

525

+00

0

V. S. TLALOC

KM . 501+875

530

+00

0

515

+00

0

535

+00

0

540

+00

0

545

+00

0

550

+00

0

555

+00

0

560

+00

0

565

+00

0


A KM . A KM . 514+926 514+926

V. S. TEXCOCO

KM . 546+775


566+071

570

+00

0




2525

33

22

11

1919

CRITICOSCRITICOS

168168

66

9494

11

6161

CAMPOS CAMPOS DE DE

FISURASFISURAS



TOTALTOTAL




480

+00

0

485

+00

0

490

+00

0

495

+00

0

500

+00

0

505

+00

0

510

+00

0

520

+00

0

525

+00

0

V. S. TLALOC

KM . 501+875

530

+00

0

515

+00

0

535

+00

0

540

+00

0

545

+00

0

550

+00

0

555

+00

0

560

+00

0

565

+00

0


A KM . A KM . 514+926 514+926

V. S. TEXCOCO

KM . 546+775


566+071

570

+00

0




2525

33

22

11

1919

CRITICOSCRITICOS

168168

66

9494

11

6161

CAMPOS CAMPOS DE DE

FISURASFISURAS



TOTALTOTAL




18

[1] B.N. Leis and R.J. Eiber, “Stress-Corrosion Cracking on gas transmission”,

proceedings, first International Business Conference on Onshore Pipelines, Berlin,

December 1997.

[2] K. Krist and L. Leewis, Gas Research Institute Chicago, and M. Wilmoff Nova

Research and Technology Corp. Calgary Alberta. Stress corrosion cracking mechanism

in pipelines, Pipeline & Gas Journal 1998, 49-53.

[3] Burke Delanty, Jhon O’Beirne Transcanada Pipelines Ltd Calgary, Major field study

compares pipeline SCC with coatings, Oil & Gas Journal, 1992, 39-44.

[4] B. Ashworth Transcanada Pipelines, Ltd. Calgary, Neb Uzelac PII-Toronto, Line tests

confirm ILI for SCC, Oil & Gas Journal, 2001, 64-71.

[5] Jhon A. Beavers, Brent A. Harle, Mechanism of High pH and Near Neutral pH SCC of

Underground Pipelines, Journal of Offshore Mechanics and Artic Engineering, 2001,

147-151.

[6] ASTM G-129 “Standard Practice for Slow Strain Rate Testing to Evaluate the

Susceptibility of Metallic Materials to Environmentally Assisted Cracking”.

[7] ISO 7539-7 “Corrosion of metals and alloys Stress corrosion testing Part 7: Method

for slow strain rate testing”.

[8] NACE TM-0198 “Slow Strain Rate Test Method for Screening Corrosion-Resistant

Alloys (CRAs) for Stress Corrosion Cracking in Sour Oilfield Service”.

[9] Dr. Franci Jeglic, 2004, Analysis of Ruptures and Trends on Mayor Canadian

Pipeline System, National Energy Board, Copyright ASME, Calgary, Canada. PODE,

Petróleo y otros datos estadísticos. Cuadragésima sexta edición 2003.

19

[10] NACE TM-0177 “Laboratory Testing of Metals for Resistance to Specific Forms of

Environmental Cracking in H2S Environments”.

[11] NACE MR-0175 “Petroleum and natural gas industries – Materials for use in H2S

containing environments in oil and gas production”.

[12] ASTM G36 Practice for Performing Stress-Corrosion-Cracking Resistance of Metals

and Alloys in a Boiling Magnesium Chloride Solution.

[13] J. Woodtli, R. Kieselbach, Damage hydrogen embrittlement and stress corrosion

cracking, Engineering Failure Analysis, 2000, 427-450.

[14] ASTM G 49 (latest revision), “Standard Practice for Preparation and Use of Direct

Tension Stress-Corrosion Test Specimens” (West Conshohocken, PA: ASTM).

[15] H. Sun Yu, E. Gyun Na, S. Hi Chung, Assessment of stress corrosion cracking

susceptibility by a small punch test, Fatigue, Fracture and Engineering Materials, 1999,

889-896.

[16] NRF-001-Pemex “Evaluación de aceros para el transporte de hidrocarburos

amargos”

20

Documents

Corrosion Cracking