Análisis de falla por corrosión-fatiga de un tubo de producción de un pozo de petróleo

Abstract

Se efectuó el análisis de falla de un tubo de 2 7/8” de diámetro de acero al carbono API 5CT J55 de una tubería de producción de petróleo, que fracturó en servicio en su extremo roscado donde presentaba corrosión interna. Las fallas en tuberías de producción y conducción de petróleo y gas generan un daño directo en el medio ambiente y en el aprovechamiento de los recursos, por lo cual un correcto análisis de falla y de causa raíz es vital para comprender los mecanismos de daños actuantes y prevenirlos, detectar y corregir vicios ocultos y redefinir parámetros de diseño, operación, inspección y mantenimiento. Los fluidos corrosivos más agresivos en la industria del petróleo y el gas son aquellos que contienen gases disueltos en solución acuosa del tipo H2S, CO2, O2, con altas concentraciones de cloruros. En estos casos hay muchas variables que determinan cuando y como procede la corrosión y otros mecanismos de daño asistidos, entre ellas las concentraciones de dichos gases y cloruros, pH, temperatura, régimen de flujo; composición, microestructura y dureza del acero; aplicación de inhibidores, etc. En este campo de la ingeniería el control de la corrosión se realiza básicamente a través de tecnología de recubrimientos, aleaciones resistentes a la corrosión e inhibidores de corrosión en el caso de aceros al carbono. La caracterización del material y de los daños en el tubing se efectuó mediante análisis químicos, macrográficos, fractográficos, metalográficos por microscopía óptica y ensayos de tracción. Los productos de corrosión fueron analizados mediante microscopía electrónica de barrido analítica y difracción de rayos x. El análisis fractográfico y del interior del tubo reveló una severa corrosión en la superficie interna desde donde se iniciaron frentes de fractura por fatiga por flexión. Así, en una región de aproximadamente 180º de la sección del tubo se desarrolló inicialmente un daño por corrosión-fatiga desde la superficie interior, y luego de que la sección metálica resistente disminuyera en aproximadamente un 50% ocurrió una fractura por sobrecarga de tipo dúctil. Se discuten los resultados de los análisis de los productos de corrosión internos, su asociación con los mecanismos de corrosión y fatiga que fueron operativos y la efectividad de los productos y procedimientos de inhibición de corrosión utilizados en el pozo.