RT-Q-001-REV-0 materiales de tubería marinopdf

Materiales

1. PROYECTO F33067 PROYECTO F
.33067
"Soporte Técnico y Tecnológico Durante las Fases de "Soporte Técnico y Tecnológico Durante las Fases de
Ingeniería, Procura, Construcción y Puesta en Operación Ingeniería, Procura, Construcción y Puesta en Operación
del Nuevo Centro de Proceso de Hidrocarburos del del Nuevo Centro de Proceso de Hidrocarburos del
Activo Integral Litoral de Tabasco, Primera Etapa". Activo Integral Litoral de Tabasco, Primera Etapa".
SUBDIRECCIÓN DE LA REGIÓN MARINA SUROESTE
ACTIVO INTEGRAL LITORAL DE TABASCO
JUNIO 2011

2. “Consideraciones para la selección de “Consideraciones para la selección de
m
ate
ri
a
l
de

ace
r
o

a
l
ca
r
bo
n
o

de

baja

a
l
eac
i
ó
n m
ate
ri
a
l
de

ace
r
o

a
l
ca
r
bo
n
o

de

baja

a
l
eac
i
ó
n
ate a deace oa ca bo odebajaaeacó ate a deace oa ca bo odebajaaeacó
en tuberías bajo servicio amargo” en tuberías bajo servicio amargo”

3. Preseleccióndematerialenservicio amargo amargo
.
Revisión de la nueva NACE MR0175/ISO 15156 para la selección de acero
al carbonode ba
j
a aleaciónentuberías deservicioamar
g
o.
j
g
Calculo de presión parcial, determinación de la región de actuación y preselección
de material para concentraciones de H
2
SyCO
2
por arriba del contenido normal en
la sonda de Campeche.

4. Contenido Contenido
 Resumen Resumen..
Introducción Introducción..
 Marco Marconormativo normativo
Metodología Metodología
 Desarrollo Desarrollo..
Conclusiones Conclusiones..
 
Recomendaciones Recomendaciones
 
Recomendaciones Recomendaciones
. .
Anexos Anexos..

5. Resumen Resumen
Este documento tiene como finalidad
p
resentar al
p
ersonal del Activo Inte
g
ral
p
p
g
Litoral de Tabasco (AILT) responsable de la definición de las condiciones
máximas de operación para las obras de nueva infraestructura, los efectos
que tiene la concentración de H
2
SyCO
2
en la selección de materiales de
l
b
d
bj
lió
út
tili d
l
dt
d
acero a
l
car
b
ono
d
e
b
a
jaa
leac
ió
ncom
ú
nmen
t
eu
tili
za
d
os en
los
d
uc
t
os
d
e
transporte que cumplen con la norma de referencia NRF ‐001‐PEMEX‐2007 y
la norma NACE/ISO. Así también se presentan recomendaciones de diferentes
fabricantes
p
ara la selección de materiales con los contenidos de H
2
S
y
CO
2
p
2
y
2
proporcionados por el AILT.

6. 
Introducción Introducción

Introducción Introducción
..
Actualmente el AILT desarrolla la ingeniería e infraestructura para la
explotación del Proyecto Integral Crudo Ligero Marino que comprende
campos como Ayin,Tsimin,Xux, Aluxy OUK, entre otros.
En la información que proporciona con respecto a la composición del fluido
en
los
prospectivos
de
pozos
a
perforar
para
estos
campos
se
destacan
altos
en
los
prospectivos
de
pozos
a
perforar
para
estos
campos
,
se
destacan
altos
niveles de contenido de H
2
SyCO
2
.
La alta concentración de estos componentes produce un mecanismo de
corrosión que es conocido como SSC (Sulfide Stress Cracking ‐fractura por
esfuerzos debida a sulfhídrico). Este afecta al material y lo hace fallar por
medio de una combinación de corrosión y esfuerzos de tensión (residuales o aplicados)
en
presencia
de
agua
y
H
2
S
La
falla
se
manifiesta
en
forma
de
aplicados)
en
presencia
de
agua
y
H
2
S
.
La
falla
se
manifiesta
en
forma
de
fracturapor esfuerzos debido al hidrógeno.

7. Por lo anterior, a solicitud del AILT se revisa la normatividad vigente que
regula la fabricación de tuberías de producción y transporte que son la norma
de referencia de Pemex NRF‐001‐PEMEX‐2007 y la norma internacional NACE/ISO
(
National
Association
of
Corrosion
Engineers
‐
International
NACE/ISO
(
National
Association
of
Corrosion
Engineers
‐
International
StandardizationOrganization)
 Marco Marconormativo normativo
Actualmente, Pemex cuenta con la norma de referencia NRF ‐001‐PEMEX‐2007
“Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos” que
tbl
l
iit
d
fbi ió
iió
b
d
tb í
d
es
t
a
bl
ece
los requ
is
it
os
d
e
f
a
b
r
icac
ió
n,
inspecc
ió
n y prue
b
as
d
e
t
u
b
er
ía
d
e
acero micro aleado para la recolección y transporte de hidrocarburos amargos
ynoamargos.
En el apartado referente a hidrocarburos amargos, la NRF ‐001‐PEMEX‐2007
solicita se adopten los requisitos establecidos en ISO 3183 ‐3, con las adiciones
y modificaciones que se indican en dos apartados de esta misma norma de
fi
re
f
erenc
ia.

8. En la versión ANSI/API Spec 5L/ISO 3183 ‐2007 ya no existen secciones (1,2 ó
3). En el anexo normativo H (PSL 2 pipe ordered for sour service )deesta
versión se especifican los requisitos que debe cumplir la tubería para servicio
A
l
H
it
l
NACE
MR
0175
/ISO
amargo.
A
su vez, e
l
anexo
H
nos rem
it
ea
lanorma
NACE
MR
0175
/ISO
15156. Con
respecto
a
NACE,
esta
norma
estableció
recomendaciones
para
Con
respecto
a
NACE,
esta
norma
estableció
recomendaciones
para
materiales a usarse en operaciones de servicio amargo para petróleo y gas desde 1975. En la actualidad este documento ha sido adoptado por ISO bajo la especificación dual compartida de NACE MR0175/ISO 15156 (NACE/ISO). E
ifi ió
bl
ii
l
lió
d
il
E
sta espec
ifi
cac
ió
nesta
bl
ece cr
iter
ios para
lase
lecc
ió
n
d
emater
ia
les a operar
en ambientes amargos de tubería de producción, transporte y componentes.
Por
lo
anterior
se
revisa
la
selección
del
acero
para
tubería
con
la
Por
lo
anterior
,
se
revisa
la
selección
del
acero
para
tubería
con
la
versión actualizada NACE MR 0175/ISO 15156 Segunda edición 2009 ‐
10‐15.

9. 
Metodología Metodología

Metodología Metodología Debido a que tanto el H
2
ScomoelCO
2
influyen en la severidad del ambiente
interno de la tubería de conducción, la metodología de la nueva NACE/ISO en
su última revisión está basada en la concentración de H
2
S, CO
2
ysus
correspondientes presiones parciales.
NACE
MR
0175
/
ISO
15156
2
Segunda
edición
2009
consideran
cuatro
regiones
NACE
MR
0175
/
ISO
15156
‐
2
Segunda
edición
2009
,
consideran
cuatro
regiones
paraaceros al carbono y de bajaaleación (las regiones son: 0, 1, 2, y 3).

10. Estas regiones de severidad se determinan por medio de la presión parcial de
H
2
SyelniveldepH,lacualvademenorenlaregión0hastalamásseveraen
laregión 3.
Cada región tiene una aplicación específica como sigue:
Serviciono amar
g
o.
p
H
2
S<0.3kPa
(
0.05
p
si
)
.
g
p
2
(
p)
Región 0‐selección de material para serviciono amargo.
k
(
)
Servicioamargo.
p
H
2
S>0.3
k
Pa
(
0.05 psi
)
.
Región 1 – seleccionarse materiales usando lascláusula A.2,A.3o A.4.
Región 2 – seleccionarse materiales usando lascláusula A.2o A.3.
Región 3 – seleccionarse materiales usando la cláusula A.2.

11. Para determinar la región de actuación de acuerdo a NACE/ISO
primeramente se calculan los siguientes valores:
Presión parcial de H
2
S: La presión parcial de H
2
S en la tubería se calcula
utilizando la formula.
p
H
2
S
=
p
*
x
H
2
S/
100
.
p
H
2
S
p
x
H
2
S/
100
.
Presión parcial de CO
2
: La presión parcial de CO
2
en la tubería se calcula
utilizando la formula.
pH
2
S=p*xCO
2
/ 100.
Y la sumatoriade
p
resiones
p
arciales.
p
p
pH
2
S+pH
2
S

12. p
Hdel
p
roducto: el valor se debe obtener in situ
,
en caso contrario se
p
p
,
puede aproximar utilizando las gráficas D.1 a la D.5 de NACE/ISO,
partiendo de la suma de las presiones parciales de H
2
SyCO
2
.
FiguraD.1 —pH de agua condensada bajo presión de CO
2
and H
2
S.

13. Con los valores calculados de presión parcial de H
2
S y pH se determina la
región de actuación en la Figura 1.
Figura 1 — Regiones de severidad con respecto al medioambiente de SSC para
acero al carbono
y
aceros de baja‐aleación.

14. 
Desarrollo Desarrollo

Desarrollo Desarrollo
..
Cálculos de presión parcial de H
2
S, CO
2
, ph y la región donde actuará el
materialde acuerdo a la NACE/ISO.
Datos: Servicio,Gas amargo Temperatura
de
operación
de
100
°
C
Temperatura
de
operación
de
100
C
Presiónde operación de 90 kg/cm
2
man
Composicional de 7% Mol de H
2
Sy
Composicional de 7% Mol de CO
2
.
  % mol de H
2
S en face gaseosa: = 7.000 % = 0.0700 (%mol/100)
% mol de agua: = 0.800 % = 0.0080 (%mol/100)
CALCULO DE LA PRESIÓN PARCIAL DE H
2
S
Presión atmosférica: = 1.033 kg/cm² = 14.696 lb/in²
Presión de operación: = 90.00 kg/cm² = 1,280.10 lb/in²
Presión total: = 91.03 kg/cm² = 1,294.80 lb/in² Temperatura de operación:
=
100.00
º
C
=
212.0
º
F
Temperatura

de

operación:

100.00

C

212.0

F

Presión parcial: = 6.372 kg/cm² = 90.636 lb/in²

15.   % mol de CO
2
en face gaseosa: = 7.000 % = 0.0700 (%mol/100)
% mol de agua: = 0.800 % = 0.0080 (%mol/100)
CALCULO DE LA PRESIÓN PARCIAL DE CO
2
Presión atmosférica: = 1.033 kg/cm² = 14.696 lb/in²
Presión de operación: = 90.00 kg/cm² = 1,280.10 lb/in²
Presión total: = 91.03 kg/cm² = 1,294.80 lb/in² Temperatura de operación:
= 100 00 ºC
= 212 0 ºF
Temperatura

de

operación:
=

100
.
00

ºC
=

212
.
0

ºF

Presión parcial: = 6.372 kg/cm² = 90.636 lb/in²
  pH
2
S+pCO
2
= 12.745 kg/cm² = 1,249.823 kPa
pH
S
6 372kg/cm²
624 912 kPa
SUMA DE PRESIONES PARCIALES  pH
2
S+pCO
2
pH
2
S
= 
6
.
372
  
kg/cm²
=
624
.
912

kPa

pCO
2
= 6.372  kg/cm²
= 624.912 kPa

16. De
la
figura
D
1
se
determina
el
p
H
con
los
valores
de
p
H
S+
p
CO
=
1
249
823
De
la
figura
D
.
1
,
se
determina
el
p
H
con
los
valores
de
p
H
2
S+
p
CO
2
=
1
,
249
.
823
kPaaunatemperaturade100°C.
Key
1 T = 20 °C
2 T = 100 °C
Figure D.1 —pH de agua condensada bajo presión de CO
2
and H
2
S 
2
2
Obteniendo en esta grafica un pH de 3.5 para las condiciones de operación de este ejercicio.

17. Determinación
de
la
región
de
actuación
con
los
valores
de
pH
igual
a
3
5
y
Determinación
de
la
región
de
actuación
con
los
valores
de
pH
igual
a
3
.
5
y
una presión parcial de pH
2
S de 624.912 kPa abs (90.63 psia) en la gráfica
siguiente.
.
Figura 1 — Regiones de severidad con respecto a l medioambiente de SSC para acero al carbono y
d
bj
lió
aceros
d
e
b
a
ja‐a
leac
ió
n.
La región de severidad determinada por medio de la presión parcial de H
2
Sy
el nivel de pH en la figura 1., es la región 3, la cual es la más severa de las
cuatro regiones.

18. 
Conclusiones Conclusiones

Conclusiones Conclusiones
..
De acuerdo a NACE MR0175/ISO 15156‐2, para la Región 3 pueden
seleccionarse materiales usando la cláusula A.2 del anexo A; que son
aceros al carbono de baja aleación, los cuales deben cumplir con los requerimientos, tratamientos y pruebas para servicio amargo indicados en esta misma norma. Sin embargo esta clausula A.2, también manifiesta
lo
siguiente
:
manifiesta
lo
siguiente
:
Cuando se presente ausencia de una opción conveniente para la selección de materiales, se podrán probar y calificar en laboratorios aceros al carbono y de baja aleación para usarse en condiciones específicas de una región de servicio amargo SSC o también se podrá usarcomo base la experiencia de campo documentada. Para este caso particular se incurre en ausencia de una opción conveniente en la selección del material, debido que hasta hoy Pemex no tiene la experiencia de pruebas de laboratorios y manejos de campos.

19. Las pruebas de laboratorio en material para tubería se han realizado
parauna composición de 4% Mol H
2
Sy4%MolCO
2
.
Y la experiencia de campo en el manejo de fluidos en ductos de transporte se tienen de composicionales máximos de 4% Mol H
2
S y 2.5%
MolCO
2
.
Esto implicaría que al no contar Pemex con experiencia comprobada en el manejo de fluidos con concentraciones de 7% Mol H
2
Sy7%MolCO
2
,
se
requiera
efectuar
pruebas
específicas
de
calificación
al
material
base
se
requiera
efectuar
pruebas
específicas
de
calificación
al
material
base
paradar cumplimiento a la norma NACE/ISOúltima revisión.
Estas prueban son adicionales a las pruebas de tubería para servicio
l
i
d
l
lt t
lifi d
amargo norma
les, requ
ieren
d
epersona
l
a
lt
amen
t
eca
lifi
ca
d
oy
laboratorios especializados con su consecuente programa de logística y
tiempos de ejecución.

20. Recomendaciones Recomendaciones..
Para un manejo de fluido con altas concentraciones de H
2
SyCO
2
se
2
2
recomienda primeramente, realizar un análisis de corrosión interior
mediante un software comercial, como puede ser PREDICT 4.0,
considerando los datos de diseño de la ingeniería básica y pronósticos de
producción
La
simulación
podrá
determinar
la
factibilidad
de
de
producción
.
La
simulación
podrá
determinar
la
factibilidad
de
controlar el fenómeno de corrosión provocado por la concentración de H
2
SyCO
2
con inhibidores de corrosión.
Una segunda recomendación para el manejo de fluidos con altas concentraciones de H
2
SyCO
2
, es seleccionar acero al carbono de baja
aleación de acuerdo a la NACE MR0175/ISO 15156‐2, con las
consecuentes
pruebas
especificas
de
calificación
al
material
que
son
consecuentes
pruebas
especificas
de
calificación
al
material
que
son
adicionales a las pruebas de tubería para servicio amargo normales.
Estas pruebas requieren de personal altamente calificado y laboratorios
especializados.

21. Como tercera opción, la NACE MR0175/ISO 15156‐3, recomienda para
un manejo de fluidos con altas concentraciones de H2S y CO2,
seleccionar aleaciones resistentes a la corrosión (CRAs). Esto tiene como consecuencia costos elevados y cambios en el proceso de construcción.

22. 
Rf i Rf i

R
e
f
erenc
ias
R
e
f
erenc
ias..
•NRF‐001‐PEMEX‐2007. Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos
24
de
junio
de
2007
hidrocarburos
.
24
de
junio
de
2007
.
•API 5L Specification for Line Pipe/ISO 3183:2007, Petroleum and natural gas
industries‐Steel pipe for pipeline transportation systems. Anexo H.October 1,
2010 2010
.
•ANSI/NACE MR0175/ISO 15156 Second edition 2009‐10‐15. Petroleum and
natural gas industries. Materials for use in H
2
S‐containing environments in oil and
gas
production
.
gas
production
.
?Part1: General principles forselection of cracking ‐resistantmaterials.
?Part 2: Cracking‐resistantcarbon and low‐alloy steels, and the use of castirons.
?Part 3: Cracking‐resistant CRAs (corrosion ‐resistant alloys) and other alloys.
•Nuevas aleaciones de acero para herramientas de fondo superan a los materiales
tradicionales en aplicaciones de servicio agrio. Autores: Álvaro Chan, R. Brett
Chandle
r.2°con
g
reso ar
g
entino de
p
erforación
,
terminación
,
re
p
aración
y
servicio
g
g
p,
,
p
y
de pozos. Octubre de 2007

23. 
Anexo Anexo
AA
..

Anexo Anexo
AA
..
Ejercicio para determinar la región de actuación con los composicionales de
H2S y CO2 que actualmente operan en la línea de transporte del gasoducto
de 36”
Ø
x 40.8 km de la Trinidad a Cactus de acuerdo a la NACE MR0175
/
ISO
Ø
/
15156‐2.
Datos: 
Servicio 
g
as amar
g
o
gg
Temperatura de operación de 75 °C
Presión de operación de 85 kg/cm
2
man
Composicional de 1.67% Mol de H
2
Sy  
Ciild4%Mld
CO
C
ompos
ic
iona
l d
e 
4%
 M
o
l d
e 
CO
2
.
  % mol de H
2
S en face gaseosa: = 1.670 % = 0.0167 (%mol/100)
%ld
0 060 %
0 0006 (% l/100)
CONTENIDO DE H
2
S
%
mo
l
d
e a
g
ua: =
0
.
060

%
=
0
.
0006

(%
mo
l/100)

Presión atmosférica: = 1.033 kg/cm² = 14.696 lb/in²
Presión de operación: = 85.00 kg/cm² = 1,208.98 lb/in²
Presión total: = 86.03 kg/cm² = 1,223.68 lb/in²
Tdió
75 00 ºC
1670ºF
T
emperatura
d
e operac
ió
n: =
75
.
00

ºC
=
167
.
0

ºF

Presión parcial: = 1.437 kg/cm² = 20.435 lb/in²

24. CONTENIDO DE CO
% mol de CO
2
en face gaseosa: = 2.400 % = 0.0240 (%mol/100)
% mol de agua: = 0.060 % = 0.0006 (%mol/100)
Presión atmosférica: = 1.033 kg/cm² = 14.696 lb/in²
ió d ió
800k/ ²
1 208 98 lb/i ²
CONTENIDO

DE

CO
2
Pres
ió
n
d
e operac
ió
n: =
8
5.
00

k
g
/
cm
²
=
1
,
208
.
98

lb/i
n
²

Presión total: = 86.03 kg/cm² = 1,223.68 lb/in²
Temperatura de operación: = 75.00 ºC = 167.0 ºF
Presión parcial: = 2.065 kg/cm² = 29.368 lb/in²
SUMADEPRESIONESPARCIALESpH
2
S+pCO
2
pH
2
S+pCO
2
= 3.502 kg/cm² = 343.385 kPa
pH
2
S= 1.437  kg/cm²
= 140.898 kPa
pCO
2
=2 065kg/cm
²
= 202 487 kPa
SUMA
 DE
 PRESIONES
 PARCIALES
  
pH
2
S+pCO
2
pCO
2
=
 2
.
065
  
kg/cm
=

202
.
487

kPa

25. De
la
figura
D
1
calculo
del
pH
con
los
valores
de
p
H
S+
p
CO
=
343
385
kPa
a
De
la
figura
D
.
1
,
calculo
del
pH
con
los
valores
de
p
H
2
S+
p
CO
2
=
343
.
385
kPa
a
una temperatura de 75°C.
Key
1 T = 20 °C
2
T
=
100
°
C
2

T

100

C
FiD1
ThHfddtdCO
dH
S
Fi
gure 
D
.
1
 —
Th
e p
H
 o
f
 con
d
ense
d
 wa
t
er un
d
er 
CO
2
an
d
 H
2
S
 pressure
Obteniendo en esta grafica un pH de 3.75 para las condiciones de operación de
t
jii
es
t
ee
jerc
ic
io.

26. Con
los
valores
de
pH
igual
a
3
75
y
una
presión
parcial
de
pH
S
de
140
898
kPa
Con
los
valores
de
pH
igual
a
3
.
75
y
una
presión
parcial
de
pH
2
S
de
140
.
898
kPa
determinamos la región de actuación en la grafica siguiente.
Figure 1 — Regions of environmental severity with respect to the SSC of carbon
and low‐alloy steels.
La región de severidad determinada por medio de la presión parcial de H
2
Syel
nivel de
p
Henlafi
g
ura 1, es la re
g
ión 3.
p
g
g

27. 
Anexo Anexo
BB
..

Anexo Anexo
BB
..
Ejercicio para determinar la región de actuación con los composicionales de
l
l
d
d
l
ó
H2S y CO2 que entrega e
l
AILT actua
lmente
d
eacuer
d
oa
laversi
ó
nNACE
StandardMR0175‐2002.
DtD
a
t
os: 
Servicio gas amargo
Tem
p
eratura de o
p
eración de 100 
°
C
pp
Presión de operación de 90 kg/cm
2
man
Composicional de 7% Mol de H
2
Sy  
Presión total de 91.03 kg/cm
2
abs = 1,294.8 psi..

28. Por lo tanto, se determina que se encuentra en la región susceptible a Sulfide Stress
Cra kin
SSC
(fra t ra
por
esf er os
debida
a
slfhídrio)
Stress
Cra
c
kin
g
SSC
(fra
c
t
u
ra
por
esf
u
er
z
os
debida
a
s
u
lfhídri
c
o)
.

29. 
Anexo Anexo
CC
..

Anexo Anexo
CC
..
Selección conceptual de material de acuerdo al rango de aplicación en las tablasde fabricantes de acero y aleaciones.
Datos:
Servicio,
Gas
amargo
Servicio,
Gas
amargo
Temperaturadeoperaciónde100°C
Presiónde operación de 90 kg/cm
2
man
Composicional de 7% Mol de H
2
Sy
Ciil
d
7
%
Ml
d
CO
C
ompos
ic
iona
l
d
e
7
%
M
o
l
d
e
CO
2
.
pH
2
SypCO
2
= 624.912 kPaabs (90.63 psia).

30. Grafica1. Vallourec
&
Mannesmann
(
V&M
)
.
(
)

31. Grafica2. Sumitomo Metals Material.

32. Grafica3. Cameron Co.

33. Grafica4. Tenaris.

34. Grafica5. Tenaris.