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Biología

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ANÁLISIS DE FALLA POR STRESS CORROSION CRACKING EN CAPILAR
DE ACERO INOXIDABLE 316L EMPLEADO PARA INYECCIÓN QUÍMICA
EN POZOS DE PETRÓLEO Y GAS: ESTUDIO DE CASO

MARÍA ALEJANDRA CARREÑO ROJAS

UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y TECNOLÓGICA DE COLOMBIA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE POSGRADOS
MAESTRÍA EN GESTIÓN DE INTEGRIDAD Y CORROSIÓN
BOGOTÁ D.C
2020

ANÁLISIS DE FALLA POR STRESS CORROSION CRACKING EN CAPILAR
DE ACERO INOXIDABLE 316L EMPLEADO PARA INYECCIÓN QUÍMICA
EN POZOS DE PETRÓLEO Y GAS: ESTUDIO DE CASO

MARÍA ALEJANDRA CARREÑO ROJAS

Trabajo de grado para optar al título de
MAGÍSTER EN GESTIÓN DE INTEGRIDAD Y CORROSIÓN

DIRECTOR
YANETH PINEDA TRIANA
PhD. en Ingeniería Mecánica y Materiales

CODIRECTOR
JAIME ORLANDO VILLARREAL CELIS
PhD. en Ingeniería Química

UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y TECNOLÓGICA DE COLOMBIA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE POSGRADOS
MAESTRÍA EN GESTIÓN DE INTEGRIDAD Y CORROSIÓN
BOGOTÁ D.C
2020

Nota de Aceptación

Los abajo firmantes certifican que han revisado el trabajo de grado titulado
“Análisis de falla por stress corrosion cracking en capilar de acero inoxidable
316L empleado para inyección química en pozos de petróleo y gas: Estudio de
Caso” de la estudiante María Alejandra Carreño Rojas y recomiendan a la
Escuela de Posgrados de la Facultad de Ingeniería aceptarlo como requisito para
obtener el título de Magister en Gestión de Integridad y Corrosión.

__________________________
Firma del Jurado

_________________________
Firma del Director

__________________________
Firma del Codirector

CONTENIDO

INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 11
2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .......................................................... 13
2.1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ......................................................... 13
2.2 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA .......................................................... 13
3. JUSTIFICACIÓN .......................................................................................... 15
4. OBJETIVOS ................................................................................................. 16
4.1 OBJETIVO GENERAL ............................................................................ 16
4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................... 16
5. MARCO TEÓRICO Y ESTADO DEL ARTE ................................................. 17
5.1 CORROSIÓN .......................................................................................... 17
5.1.1 Tipos de corrosión ................................................................................ 18
5.1.1.1 Ataque Uniforme ............................................................................... 18
5.1.1.2 Picadura ............................................................................................ 18
5.1.1.3 Corrosión Selectiva ........................................................................... 18
5.1.1.4 Corrosión Intergranular: .................................................................... 18
5.1.1.5 Tensión por Corrosión ....................................................................... 19
5.1.1.6 Corrosión por Fricción ....................................................................... 19
5.1.1.7 Corrosión Galvánica .......................................................................... 19
5.1.1.8 Corrosión por Aireación Diferencial ................................................... 19
5.1.1.9 Corrosión Bajo Tensiones. ................................................................ 20
5.1.1.10 Corrosión por Fatiga. ...................................................................... 20
5.1.1.11 Corrosión por Fragilización de Hidrogeno ....................................... 20
5.1.1.12 Corrosión Microbiológica ................................................................. 20
5.1.1.13 Corrosión por Corriente Vagabunda ............................................... 21
5.1.2 Prevención de la Corrosion8 ................................................................. 21
5.1.2.1 Inhibidores:........................................................................................ 21
5.1.2.2 Recubrimientos Orgánicos: ............................................................... 21
5.1.2.3 Recubrimientos Metálicos: ................................................................ 21
5.1.2.4 Recubrimientos No Metálicos: ........................................................... 22
5.1.2.5 Protección Catódica: ......................................................................... 22
5.2 AGRIETAMIENTO POR CORROSION BAJO TENSIÓN (SCC) ............. 22
5.3 ACEROS INOXIDABLES ........................................................................ 23
5.3.1 Clasificación de los Aceros Inoxidables ............................................... 23
5

5.3.2 Acero Inoxidable 316L ......................................................................... 25
5.4 TECNOLOGÍA CAPILAR EN PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS ... 25
5.4.1 Elementos de la tecnología Capilar ...................................................... 27
5.4.1.1 Pack-Off: ........................................................................................... 28
5.4.1.2 Capilar: .............................................................................................. 29
5.4.1.3 Arreglo de Fondo .............................................................................. 29
5.4.2 Aplicaciones Tecnología Capilar .......................................................... 30
5.5. ANÁLISIS DE FALLA ............................................................................. 31
5.5.1 Etapas del Análisis de Falla ................................................................. 31
5.5.1.1 Recopilación de información: ............................................................ 32
5.5.1.2 Evaluación de los daños y las condiciones que repercutieron en la
fractura: ......................................................................................................... 32
5.5.1.3 Representación de la condición del material: .................................... 32
5.6 STRESS CORROSION CRACKING EN ACEROS INOXIDABLES
AUSTENÍTICOS............................................................................................ 32
5.6.1 Influencia de la Soldabilidad................................................................. 33
5.6.1.1 Propiedades Físicas .......................................................................... 33
5.6.1.2 Agrietamiento en Caliente ................................................................. 34
5.6.1.3 Proceso ............................................................................................. 34
5.6.2 Capilares .............................................................................................. 36
5.6.3 Influencia del Medio ............................................................................. 36
5.6.3.1 Industrial............................................................................................ 37
5.6.3.2 Atmósferas Marinas .......................................................................... 37
5.6.3.3 Ambientes Clorados .......................................................................... 38
5.6.3.4 Atmósferas de Nitrógeno .................................................................. 38
5.6.3.5 Fases de Agua ..................................................................................39
5.6.3.6 Ión Cloruro ........................................................................................ 39
5.6.3.7 Bacterias .............................................................................................. 40
6. DISEÑO METODOLÓGICO ......................................................................... 41
7. RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS ......................................... 42
7.1 ANTECEDENTES ................................................................................... 42
7.1.1 Equipo de Fondo y Superficie .............................................................. 42
7.1.2 Operación del Equipo de Fondo ........................................................... 43
7.1.3 Eventos ................................................................................................ 44
7.1.4 Especificación Técnica del Cable ......................................................... 46
7.1.5 Composición de los Inhibidores ........................................................... 47
6

7.1.6 Tratamiento Químico ............................................................................ 47
7.1.7 Estado Superficial de los Tramos ......................................................... 48
7.2 INSPECCIÓN VISUAL ............................................................................... 49
7.3 LÍQUIDOS PENETRANTES ....................................................................... 53
7.3.1 Indicaciones Tramo 1 (fractura) ........................................................... 54
7.4 CARACTERIZACIÓN DEL MATERIAL ...................................................... 55
7.4.1 Selección de Muestras ......................................................................... 55
7.4.2 Composición Química .......................................................................... 55
7.4.3 Análisis Metalográfico .......................................................................... 57
7.4.4 Ensayo de Dureza ................................................................................ 59
7.5 FRACTOGRAFÍA ....................................................................................... 60
7.5.1 Microscopia Óptica ............................................................................... 60
7.5.2 Microscopia Electrónica ....................................................................... 61
7.5.3 Estudio de Fisuras ............................................................................... 62
7.5.4 Modo de Propagación de la Grieta ....................................................... 63
7.6 Determinación Origen de Falla................................................................ 64
8. CONCLUSIONES ......................................................................................... 65
9. RECOMENDACIONES ................................................................................ 66
BIBLIOGRAFÍA E INFOGRAFÍA ...................................................................... 67

ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Esquema de la corrosión electroquímica del Hierro. ......................... 17
Figura 2. Requisitos esenciales para SCC ....................................................... 22
Figura 3. Clasificación de loa Aceros Inoxidables ............................................ 24
Figura 4. Partes constituyentes de la unidad especial de coiled tubing. ........ 26
Figura 5. Cabeza de inyección de cadenas. Figura 6. Cabeza de inyección de
rueda. ............................................................................................................... 27
Figura 7. Pack-Off roscado............................................................................... 28
Figura 8. Pack-Off bridado. .............................................................................. 29
Figura 9. Arreglos de fondo. ............................................................................. 30
Figura 10. Diagrama de proceso del diseño metodológico. ............................. 41
Figura 11. Data de Sensor. .............................................................................. 43
Figura 12. Especificación Técnica del Cable .................................................... 46
Figura 13. Estado superficial de los tramos...................................................... 48
Figura 14. Tramo 1 del capilar (Fracturado). .................................................... 49
Figura 15. Estado superficial de los tramos en la recepción ........................... 50
Figura 16. Tramo 1 del capilar (fracturado) ...................................................... 50
Figura 17. Tramo 2 del capilar .......................................................................... 50
Figura 18. Tramo 3 del Capilar ......................................................................... 50
Figura 19. Superficie del capilar luego de limpieza con solventes ................... 50
Figura 20. Tramo 1 fracturado .......................................................................... 50
Figura 21. Superficie externa del tramo 2 ....................................................... 50
Figura 22. Superficie externa del tramo 3 ........................................................ 50
Figura 23. Extremo fracturado tramo 1 ............................................................. 51
Figura 24. Diámetro externo en el extremo fracturado del tramo 1 .................. 51
Figura 25. Diámetro externo del tramo 1, extremo opuesto a la fractura ......... 51
Figura 26. Espesor de pared del capilar ........................................................... 51
Figura 27. Diámetro Interno del capilar ............................................................ 51
Figura 28. División longitudinal del capilar ....................................................... 51
Figura 29. Superficie interna del tramo 3 ......................................................... 52
Figura 30. Superficie interna del tramo 2 ......................................................... 52
Figura 31. Superficie interna tramo 2 .............................................................. 53
Figura 32. Indicaciones Superficie interna tramo 2 ......................................... 53
Figura 33. Indicaciones presentes en el tramo 2 ............................................. 53
Figura 34. “Sangrado” en la discontinuidad ..................................................... 54
Figura 35. Grieta adyacente a la fractura ......................................................... 54
Figura 36. selección e identificación de muestras ............................................ 55
Figura 37. Microestructura austenítica a 1400X ............................................... 57
Figura 38. Microestructura austenítica a 3500X ............................................... 57
Figura 39. Microestructura austenítica a 1400X .............................................. 57
Figura 40. Microestructura austenítica a 3500X .............................................. 57
Figura 41. Microestructura austenitica a 1400X .............................................. 57
Figura 42. Microestructura austenítica a 3500X ............................................... 57
Figura 43. Microestructura Austenítica a 1400X .............................................. 58
Figura 44. Microestructura Austenítica a 3500X............................................... 58
Figura 45. Fractografía (perfil de fractura) ........................................................ 60
Figura 46. Fractografía (superficie de fractura) ............................................... 61
8

Figura 47. Propagación de la grieta, en la interface de la soldadura y el metal
base 350X ........................................................................................................ 62
Figura 48.Propagación de la grieta en el cordón de soldadura 350X ............. 62
Figura 49. Extremo de la grieta en el metal base 350X .................................... 62
Figura 50. Propagación de la grieta en el metal base 350X ............................. 62
Figura 51. Mecanismo de propagación de la grieta transgranular 1400X ........ 62
Figura 52. Mecanismo de propagación de la grieta transgranular 1400X ....... 62

ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Equipo de Fondo. ............................................................................... 42
Tabla 2. Equipo de Superficie. ......................................................................... 42
Tabla 3. Histórico de Producción ...................................................................... 43
Tabla 4. Sistema de Análisis de Desempeño del Pozo .................................... 44
Tabla 5. Operación VSD .................................................................................. 45
Tabla 6. Data 17 de noviembre ........................................................................ 45
Tabla 7. Data 26 de noviembre ........................................................................ 45
Tabla 8. Datos prueba manométrica ................................................................ 45
Tabla 9. Prueba Multifrecuencia ....................................................................... 46
Tabla 10. Composición Gyptron® T-399 (INH. INCRUSTACIONES) ............... 47
Tabla 11. Composición Cortron® RN-261 (INH. CORROSIÓN) ...................... 47
Tabla 12. Tratamiento Químico por Baches. .................................................... 47
Tabla 13. Tratamiento Químico Por Inyección ................................................. 48
Tabla 14. Inspección Visual. ............................................................................. 50
Tabla 15. Continuación Inspección Visual ........................................................ 51
Tabla 16. Líquidos Penetrantes. ....................................................................... 53
Tabla 17. Indicaciones tramo 1. ....................................................................... 54
Tabla 18. Resultados Composición química. ................................................... 55
Tabla 19. Análisis Metalográfico. ...................................................................... 57
Tabla 20. Perfiles de Dureza. ........................................................................... 59
Tabla 21. Fisuras Presentes en el Capilar ....................................................... 62
Tabla 22. Modo de Propagación de la Grieta ................................................... 63

RESUMEN

Los sistemas de producción de petróleo constan de un sistema de fondo y un
sistema de superficie, los fluidos que producen cada pozo atacan directa o
indirectamente a la tubería de revestimiento y a los materiales de los equipos de
fondo de pozo. Una de las opciones para proteger el material y monitorear
algunos parámetros del sistema, es la tubería capilar, no obstante, algunos
capilares de acero inoxidable a pesar de sus buenas propiedades mecánicas y
alta resistencia a la corrosión, tienden a volverse susceptibles a fallas por stress
corrosión cracking (SCC) durante el servicio con la acción conjunta de efectos
electroquímicos y mecánicos, medio ambiente, tratamientos de fabricación o
exposición a químicos agresivos de soluciones, donde se promueve el inicio y la
propagación de grietas llegando a producir la fractura del material. Este es un
problema que aqueja especialmente a la industria de hidrocarburos y química,
dependiendo de las condiciones de operación del material en cuestión, pueden
presentarse cambios microestructurales que potencialmente modifiquen el
comportamiento de este y por tanto la iniciación, propagación y crecimiento de
grietas en estos aceros puede resultar en fallas catastróficas. El objetivo de esta
investigación es determinar por medio de un análisis de falla, técnicas no
destructivas y de laboratorio, el origen del mecanismo de daño que ocasionó la
ruptura en el capilar de acero inoxidable.

INTRODUCCIÓN

El análisis de las causas de falla es una técnica efectiva para explorar los
posibles factores que pueden contribuir a la falla o deterioro de un material. Entre
las causas se pueden encontrar los errores de tipo humano, factores técnicos,
defectos en materiales y/o aspectos de diseño, entre otros. El principal objetivo
del análisis de falla consta de la adecuada identificación de sus causas, de tal
forma que, diferentes tipos de acciones correctivas y preventivas puedan ser
desarrolladas para evitar la recurrencia de falla1.

La adecuada selección de aceros o materiales en general para una aplicación
específica involucra una relación entre la eficiencia que se desea obtener a
determinadas condiciones de operación y valor de los equipos, incluyendo
materiales, procesos de fabricación, reemplazo y los costos de inactividad. De
esta forma, actualmente se seleccionan los aceros más adecuados, de acuerdo
con un riguroso estudio de las condiciones de trabajo, donde se tienen en cuenta
los ciclos térmicos, las propiedades requeridas para trabajo a altas temperaturas,
la resistencia mecánica, la degradación química, el medio al cual está sometido,
entre otros factores y propiedades2.

Las fallas de servicio, incluso las súbitas, se han experimentado en diferentes
industrias y equipos con una gran variedad en la intensidad en los daños y
consecuencias, de ahí que los análisis sistemáticos de las causas de falla han
generado información valiosa para diseñadores, fabricantes y usuarios, lo que
ha permitido incorporar diversas soluciones técnicas y de esta forma prevenir
nuevos incidentes. En general, los materiales pueden fallar por las siguientes
razones: El material se encuentra sometido a un medio ambiente que supera su
diseño, se trató de una inapropiada selección de este para las condiciones de
diseño y operación, el material ha resultado defectuoso y se presenta un diseño
inapropiado3.

La corrosión siempre ha sido un problema en diversos tipos de industrias como
la del petróleo o la industria química, donde los elementos o equipos se
encuentran frecuentemente operando a diferentes condiciones de temperatura,
presión y en ambientes altamente corrosivos. Por esta razón son empleados
principalmente aceros resistentes, como los aceros inoxidables austeníticos, sin
embargo, en ambientes con presencia de cloruros (Cl-) y sulfuros de hidrógeno
(H2S) y una alta temperatura, se producen picaduras y el agrietamiento por
corrosión bajo tensión4.

El agrietamiento por corrosión bajo tensión designa a una falla bajo la acción
combinada de la corrosión y la presencia de esfuerzos residuales o aplicados.
La trayectoria de las grietas puede ser intergranulares o transgranulares, lo cual

1 ASM International. Failure Analysis and Prevention, Volume 11, 2002, pp. 15.
2 ASM International. Properties and Selection: Iron, Steel and High Performance Alloys Volume 1, 2002, pp. 1431.
3 V. Ramachandran, A.C. Raghuram, R.V. Krishnan, and S.K. Bhaumik.Failure Analysis of Ingineering Structures.ASM
International Methodology and Case Stories, Ohio, 2005, pp. 5-7.
4 Y.Y. Chen, Y.M. Liou, H.C. Shih.Stress corrosion cracking of type 321 stainless steels in simulated petrochemical
process environments containing hydrogen sulfide and chloride. MaterialsScience and Engineering A 407, 2005, pp.
114–126.
12

depende del tipo de metal y del medio corrosivo. La falla resulta entonces de la
aplicación de repetidos y fluctuantes esfuerzos en un medio corrosivo, que
usualmente se caracteriza por una cortavida útil de los materiales o equipos5.

En vista de lo anterior, esta investigación tiene como objetivo analizar la falla por
el mecanismo de stress corrosion cracking presentada en un capilar de acero
inoxidable 316L, empleado para transportar productos inhibidores de corrosion
e incrustaciones desde cabeza a fondo de pozo. Lo anterior tomando como
referente la información suministrada por la empresa que, por razones de
confidencialidad, tendrá el nombre de “DOWNHOLE DRILLING COMPANY”.

5 ASM International. Atlas of stress-corrosion fatigue curves. Ohio, 1990, pp. 3.
13

2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

2.1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

La inyección de tratamiento químico en fondo de pozo es una operación
necesaria para la protección del sistema de producción del mismo, en este
sentido se utilizan capilares de acero inoxidable 316L para la inyección. Sin
embargo, a pesar de tratarse de un material resistente a la corrosión se
presentan daños asociados a su interacción al fluido químico que transportan y
a los esfuerzos que soportan durante el servicio y que pueden conducir a fallas
catastróficas del sistema.
2.2 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA

Todos los sistemas de producción constan de un sistema de fondo y un sistema
de superficie, los fluidos que producen cada pozo como: agua, gas amargo, ácido
sulfhídrico (H2S), carbonatos, parafinas, asfáltenos atacan directa o
indirectamente a la tubería de revestimiento y a los materiales de los equipos de
fondo de pozo. Bajo esa consideración, es importante que existan algunas
formas de protección tanto para el cuidado de equipos como para tener un
monitoreo oportuno de variables eléctricas e hidráulicas que definitivamente
repercuten en la optimización del sistema y en el tiempo de vida útil del
componente de fondo. Una de las opciones para proteger el material y
monitorear algunos parámetros del sistema, es la tubería capilar6.
La tubería capilar que se usa en el sistema de producción de petróleo y gas es
una tubería cuyo material generalmente es de acero inoxidable, de dimensiones
que van desde ¼, ⅜ o ⅝ de pulgada. No obstante, algunos capilares de acero
inoxidable a pesar de sus buenas propiedades mecánicas y alta resistencia a la
corrosión tienden a volverse susceptibles a fallas intergranulares o stress
corrosión cracking (SCC) durante el servicio con la acción conjunta de efectos
electroquímicos y mecánicos, medio ambiente, tratamientos de fabricación o
exposición a químicos agresivos de soluciones, donde se promueve el inicio y la
propagación de grietas llegando a producir la fractura del material. Este es un
problema ingenieril relevante, especialmente en la industria de hidrocarburos y
química, dependiendo de las condiciones de operación del material en cuestión,
pueden presentarse cambios microestructurales que potencialmente modifiquen
el comportamiento del mismo y por tanto la iniciación, propagación y crecimiento
de grietas en estos aceros puede resultar en fallas catastróficas con graves
problemas de seguridad, ambientales, altos costos por pérdidas de
infraestructura, paros de producción, entre otros.
La falla de este capilar se presenta en un pozo de producción de petróleo,
ubicado en Colombia, empleado para dosificar desde cabeza a fondo de pozo

6 ESP, OIL, Technology. PEMEX. Marto Ramírez Landívar https://es.scribd.com/presentation/359990712/Tuberia-
Capilar-y-Sarta-de Velocidad.

productos inhibidores de corrosión e incrustaciones, el equipo BES (bombeo
electrosumergible) es uno de los sistemas de levantamiento más usados en la
industria petrolera. El bombeo electrosumergible saca el fluido de la formación a
la superficie mediante la acción rotacional de una bomba centrífuga de múltiples
etapas sumergidas en el pozo y es accionada por energía eléctrica que es
suministrada desde superficie. Este método de levantamiento es considerado
efectivo y económico para producir grandes cantidades de flujo a mediana y
grandes profundidades, y variadas condiciones de pozos.
El equipo BES quedo ubicado a una profundidad de 8700 Ft (pies) a nivel del
Intake, su instalación se efectuó el 02 de octubre del año 2014, posterior a ello
se presentaron los siguientes eventos; el 24 de octubre se realizó tres intentos
de arranque al VSD (variador de frecuencia) pero el controlador presento falla
por bomba pegada o bloqueada, el 27 de octubre se visitó el pozo, se descargó
data y se tomó predictivos, allí el equipo se encontraba operando con
fluctuaciones en la PIP (presión de entrada de la bomba) y PD (presión de
descarga), el 26 de noviembre personal técnico da a conocer un aumento de
PIP. El 05 de diciembre se reportó que no había aporte de fluido en cabeza de
pozo y el equipo estaba por apagarse por alta temperatura de motor, se optimizó
el comportamiento del motor y se logró disminuir la temperatura del mismo. El
11 de diciembre el equipo tiene instalada válvula check, la PD y la PIP no se
igualan lo que indico que la check se encuentra levantada y la bomba está
trabajando para vencer el diferencial de presión (PD-PIP). Debido al diferencial
de presión que genera la bomba se descartó un desacople mecánico.
Finalmente, el 15 de diciembre siendo las 14:50 horas se realiza el procedimiento
de recirculación del pozo con agua de formación a cargo del personal. A las
15:15 horas el operador del tanque bomba observa que la presión en cabeza de
pozo no sufre ningún cambio y debido a estas condiciones decide ingresar más
cantidad de fluido elevando la presión de inyección de flujo ocasionando más
tarde la destrucción mecánica del cable eléctrico que integra el cuerpo del Pack
Off debido a la elevada presión que se generó en el espacio anular del pozo.
Con relación al cable, se usó tipo 2/7 STR CELF C3/8 el cual se encuentra en
malas condiciones mecánicas y eléctricas, el capilar 3/8‘’ a los 426 Ft se
encuentra quebrado, donde se evidencia la falla mecánica y eléctrica del cable.

3. JUSTIFICACIÓN

La aplicación de tubería capilar en los sistemas de producción de petróleo y gas
proporciona una tecnología eficiente, económica y confiable al sistema. Entre las
aplicaciones de la tubería capilar se encuentran: la inyección de químicos a nivel
del cabezal de producción, inyección de químicos a nivel del equipo de fondo del
sistema, ventilación de gas a través de la tubería de revestimiento y para llevar
la señal de los sensores de fondo6.
Durante la operación hay diferentes alternativas para optimizar el sistema, la
inyección de diversas clases de química a través del casing se usan para: control
de corrosion; en el cual se inyecta inhibidores de corrosion, control de
incrustaciones; donde se inyecta inhibidores de scale (incrustaciones),
mejoramiento del API; se inyectan diluyentes cuando el petróleo es muy pesado
y por último desbloqueo de los impulsores de la bomba cuando están atascados
con asfáltenos, parafinas o arena; se inyecta diesel, aromáticos, ácidos, etc.
Estas alternativas mencionadas tienden a prevenir los problemas asociados a
corrosion, cuando el corte de agua del pozo aparece, se incrementa y no se
instala un equipo, para ello es necesario inyectar inhibidores de corrosion. La
deposición de las incrustaciones sobre los motores causa problema en el
adecuado enfriamiento y para ello hay que inyectar inhibidores de incrustaciones
con la finalidad de minimizar esa deposición.
Sin embargo, como se mencionó anteriormente la tubería capilar propiamente la
de acero inoxidable serie 300 (austeníticos), tiende a fallar por la presencia
simultanea de un ambiente adecuado, un material susceptible y la presencia de
tensiones. Una falla catastrófica puede ocurrir sin deformación significativa o el
deterioro visible del componente, por ejemplo, la soldaduragenera gradientes de
temperatura y puede inducir tensiones residuales, lo cual en ciertos ambientes
puede resultar en rotura por corrosión bajo tensión. Este mecanismo se trata de
un tipo de corrosión transgranular, el cual es producto de tensiones generadas
en el material, tales como tracción, deformación en frío, soldaduras, etc., ante la
presencia de agentes químicos, principalmente compuestos clorados.
Es por ello que el análisis de los mecanismos de daño es clave en el desarrollo
de medidas preventivas y correctivas sobre el control de la corrosión en la
producción de gas y petróleo para así evitar recurrencias de falla.

4. OBJETIVOS

4.1 OBJETIVO GENERAL

Analizar el origen del mecanismo de falla que ocasionó la ruptura en el capilar
de acero inoxidable 316L.

4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Determinar por medio de análisis químico elemental que el material
corresponde a un acero inoxidable austenítico grado TP316L.
• Identificar por medio de técnicas no destructivas y de laboratorio el origen
de falla.

• Definir por medio de análisis fractográfico la causa de ruptura del capilar.

5. MARCO TEÓRICO Y ESTADO DEL ARTE

5.1 CORROSIÓN

La corrosión se define como “El deterioro de un material, usualmente un metal,
debido a una reacción química o electroquímica con su medio ambiente”7.Es un
término que se utiliza para describir el proceso de deterioro de materiales
metálicos (incluyendo tanto metales puros, como aleaciones de estos), mediante
reacciones químicas y electroquímicas. Para el caso del deterioro relacionado
con otros tipos de materiales, como los polímeros y cerámicos, se utiliza el
término degradación. Estos materiales metálicos son obtenidos a través del
procesamiento de minerales y menas, que constituyen su estado natural,
induciéndolos a un estado de mayor energía, el fenómeno de corrosión ocurre
debido a que, con el tiempo, dichos materiales tratan de alcanzar su estado
natural, el cual constituye un estado energético de menor potencial, lo que les
permite estabilizarse termodinámicamente8.
La corrosión es un fenómeno de naturaleza electroquímica que se presenta
cuando se crea una celda electroquímica, para ello se requiere la presencia de
un material que cede electrones en contacto con otro que los acepta, y de un
medio conductor de iones, como se muestra en la Figura 1. El material que pierde
electrones se conoce como ánodo y es el que experimenta la reacción de
oxidación, mientras que el material que acepta los electrones se reduce y se le
llama cátodo; el medio en el que se encuentran el ánodo y el cátodo y que
permite el flujo de iones se conoce como electrolito. Las reacciones anódicas y
catódicas se pueden presentar dentro del mismo material gracias a las
imperfecciones microestructurales del mismo. La oxidación no necesariamente
involucra el oxígeno; la definición química es una pérdida de electrones9.
Figura 1. Esquema de la corrosión electroquímica del Hierro.

Fuente: Pozuelo de Diego, J. (25 de 02 de 2008). Universidad Carlos III Madrid: Open
Course Ware. Obtenido de Universidad Carlos III Madrid: Open Course Ware:
http://ocw.uc3m.es/.

7 NACE / ASTM G193 - 10_Standart Terminology and Acronyms Relating to Corrosion. NACE International 2010.
8 Salazar-Jiménez, J. A. (2015). Introducción al fenómeno de corrosión: tipos, factores que influyen y control para la
protección de materiales (Nota técnica). Revista Tecnología En Marcha, 28(3), 127.
https://doi.org/10.18845/tm.v28i3.2417.
9 CORTÉS, M. T., & Ortiz, P. (2004). Corrosión. Hipótesis / Apuntes Científicos. UNIANDINOS
18

Debido a la conductividad iónica del ambiente, la corrosión es fuertemente
afectada por factores como el potencial del material a la oxidación y la acidez de
la solución. La termodinámica determina la dirección de la reacción y la magnitud
de la fuerza conductora si el sistema no está en equilibrio. Las leyes de la cinética
de las reacciones están fundamentalmente ligadas a las energías de activación
de los materiales, el transporte de masa y propiedades en la interfase
metal/electrolito10.
5.1.1 Tipos de corrosión11
5.1.1.1 Ataque Uniforme

En ella, la corrosión avanza de forma visible, a una velocidad generalmente
constante sobre la superficie, como, por ejemplo, la herrumbre en el hierro.

5.1.1.2 Picadura

Es una forma de corrosión localizada que produce pequeños hoyos o agujeros
en el metal. Este tipo de corrosión es muy destructivo para estructuras ya que
provoca perforaciones en el metal. La velocidad de propagación de la picadura
es lenta en sus inicios, pero, una vez iniciado, la velocidad aumenta. Este tipo de
ataque es localizado y se concentra en áreas reducidas.

Normalmente las picaduras se inician cuando las condiciones del medio son
propicias para ello y existe algún tipo de imperfección o daño en la película
protectora del metal. En las picaduras la reacción catódica se produce en la
superficie del metal, mientras que la reacción anódica se produce en un punto
concreto, lo que conlleva a unos daños considerables en un tiempo relativamente
corto, produciendo con frecuencia fallos en las estructuras afectadas.

5.1.1.3 Corrosión Selectiva

Este tipo de corrosión afecta a uno o más componentes de una aleación,
provocando la debilitación de la estructura, haciéndola más porosa lo que
conlleva a una pérdida de resistencia y de ductilidad.

Consiste en la eliminación preferencial de uno de los elementos presentes en
una aleación como puede ser el latón, el cual elimina selectivamente el cinc que
esta aleado con el cobre. Se limita generalmente a aleaciones de los metales
más nobles.

5.1.1.4 Corrosión Intergranular:

Es la corrosión localizada en los límites del grano de una aleación, produciendo
perdidas en la ductilidad y resistencia mecánica de los metales. Este tipo de

10 ASM International. (1992). ASM Metal´s Handbook Corrosion. 9 ed., Vol. 13.
11 Machín Hernández Darío (2019). Corrosión: Estudio de protección catódica en un buque. Trabajo de Grado.
Universidad de la Laguna
(https://riull.ull.es/xmlui/bitstream/handle/915/20418/Corrosion%20Estudio%20de%20proteccion%20catodica%20
en%20un%20buque.%20.pdf?sequence=1).
19

ataque suele ser rápido y penetra con en gran profundidad en los materiales.
Generalmente está causada por segregación de impurezas en el borde del grano
o por enriquecimiento o agotamiento de uno de los elementos de aleación.
Suele estar presente en aleaciones que forman capa pasivada, como pueden ser
los aceros inoxidables y se controla mediante:

• Utilización de tratamientos térmicos adecuados.
• Añadiendo elementos que puedan combinarse con el carbono para evitar
formación de carburos de cromo.
• Bajando el contenido de carbono en la aleación.

5.1.1.5 Tensión por Corrosión

Este tipo de corrosión aparece frecuentemente en pernos, remaches, tornillos o
lugares similares. Se presenta en diferentes aleaciones como por ejemplo aceros
inoxidables, aluminio, cobre, etc.

Para que suceda este tipo de corrosión es necesario que exista alguna grieta o
hendidura en el material generalmente de unos pocos micrómetros, lo
suficientemente ancha para que entre un fluido y lo suficientemente estrecha
para que no salga, manteniendo un lugar lo más estanco posible.

5.1.1.6 Corrosión por Fricción

La corrosión por fricción se produce cuando un líquido corrosivo actúa mediante
movimientos relativos sobre un metal. Estos ataques aparecen donde el fluido
se mueve a mayor velocidad y/o presenta un movimiento turbulento, haciendo
que aparezcan en el metal surcos o cavidades en dirección del flujo.

Se produce por el movimiento relativo como, por ejemplo, las vibraciones entre
dos metales o una sustancia y un metal que están en contacto. Esto conlleva
una la formaciónde picaduras en las caras de contacto del metal. Un ejemplo
puede ser la cavitación en las hélices de los barcos (metal) con el agua (liquido).

5.1.1.7 Corrosión Galvánica

Este tipo de corrosión se produce entre dos metales en contactos ante la
presencia de un electrolito como puede ser el agua o simplemente la humedad
ambiental. Uno de ellos se verá deteriorado por la corrosión al actuar como
ánodo frente al otro.

5.1.1.8 Corrosión por Aireación Diferencial

Este tipo de corrosión aparece en lugares donde existe una diferencia en el grado
de oxígeno. Las partes que están más aireadas tienen una concentración de
oxígeno mayor, por lo que se comportaran como el cátodo, mientras que las
partes más aisladas se producirá un agotamiento del oxígeno impidiendo su
renovación debido a la falta de accesibilidad. Esto provoca una acidificación en
la zona y provocara un ataque al material.
20

5.1.1.9 Corrosión Bajo Tensiones.

Este tipo de corrosión requiere de unos efectos de tensiones internas combinado
con una corrosión específica que actúa en el entorno del metal. Las grietas
aparecen claramente localizadas y se propagan a lo largo de una sección del
metal.

Estas grietas aparecen súbitamente en dirección normal al del esfuerzo
provocando fallos importantes en la estructura del elemento, pero para que esto
suceda es necesario que se cumplan una serie de requisitos como pueden ser:

• El material debe tener una composición específica y determinada.
• Debe existir un ataque del medio sobre el metal.
• El material debe estar bajo una tensión, ya sea interna o externa.
5.1.1.10 Corrosión por Fatiga.

La corrosión por fatiga es causada por los efectos combinados de esfuerzos
cíclicos y corrosión. La aplicación de cargas repetitivas a un metal en ambiente
corrosivo produce una reducción de sus resistencias y es muy peligroso pues
afecta a piezas de responsabilidad que son las que normalmente están
sometidas a esfuerzos de fatiga.

Estos daños se producen en dos fases:

• En una primera fase la acción combinada de corrosión y esfuerzos
originan picaduras y pequeñas grietas sobre la superficie
• En la segunda fase y una vez producido un foco de corrosión, la picadura
continúa profundizando hasta que la pieza esta tan debilitada que puede
llegar al punto de rotura.

Este tipo de corrosión se concentra en los defectos que puedan tener las piezas.
La propagación de las grietas se produce a raíz de la corrosión sobre esos
defectos.

5.1.1.11 Corrosión por Fragilización de Hidrogeno

Se forma cuando el hidrogeno en la superficie del metal y parte de este, es
absorbido a una alta velocidad de difusión debido a su tamaño atómico. Este
hidrogeno al introducirse provoca la deformación de la estructura cristalina del
metal, provocando microfisuras en el interior del metal y formando ampollas en
la superficie. Las grietas interiores se propagan de forma discontinuamente ya
que primero se produce una deformación plástica y posteriormente el hidrogeno
se difunde, fragilizando el material.

5.1.1.12 Corrosión Microbiológica

Este tipo de corrosión está producida por algunos microorganismos que habitan
en el agua y son capaces de producir corrosión en metales sumergidos. Este tipo
21

de microrganismos tienen en común que todos forman parte de algún modo en
los ciclos de azufre de la naturaleza, en el cual existen bacterias aerobias
(oxidantes) y anaerobias (reductora). Estos microorganismos pueden ser:
• Algas que mediante la fotosíntesis aportan O2, despolarizando
catódicamente y aportando compuestos agresivos.
• Hongos, los cuales son aerobios y generan compuestos agresivos.
• Bacterias como, por ejemplo, las Pseudomonas, las cuales generan
mercaptanos, que son agresivos para el hierro o las Ferrobacterias que
son aerobias y oxidantes del hierro ya que transforman el Fe2+ en Fe3+
generando precipitados de hidróxido férrico.
5.1.1.13 Corrosión por Corriente Vagabunda

Este tipo de corrosión aparece en metales/estructuras las cuales son
atravesadas por la corriente continua perteneciente a un circuito externo. La
corriente más dañina es la continua, ya que viaja en un sentido único. Para que
esto ocurra es necesario la presencia de un electrolito que las conecte. Algunas
fuentes de corriente parasita pueden ser, por ejemplo, las vías y los raíles
electrificados de un tranvía, líneas de corriente enterradas o máquinas de soldar,
entre otras.

5.1.2 Prevención de la Corrosion8

Debido a las implicaciones económicas, de seguridad y de conservación de
materiales, que envuelven los efectos negativos de los procesos de corrosión,
actualmente se ha investigado y desarrollado diferentes tipos de métodos para
el control de este fenómeno, permitiendo proteger los materiales expuestos a
este. La selección de un material resistente a la corrosión, siempre es el primer
tipo de control que se debe considerar, pero este en muchas ocasiones no es
posible, ya que este es limitado por las condiciones del medio circundante, las
condiciones dimensionales y geométricas necesarias en el material en función
de la aplicación requerida y un costo elevado, lo cual hace que la selección de
un material resistente no sea factible y/o posible, por lo que se deben considerar
otros tipos de métodos tales como: inhibidores, recubrimientos o protección
catódica.

5.1.2.1 Inhibidores: Un inhibidor es una sustancia química que, al añadirse al
medio corrosivo, disminuye la velocidad de corrosión. Existen varios tipos de
estas sustancias; los más conocidos son los anódicos y catódicos.

5.1.2.2 Recubrimientos Orgánicos: Los recubrimientos orgánicos son de
sustancias a base de polímeros (pinturas), resistentes a la degradación, que se
emplean para recubrir el material por proteger. Estos actúan mediante la
formación de una barrera, que impide en gran medida la penetración de oxígeno
y agua, o la inhibición del proceso de corrosión, al incrementar tanto la
resistividad eléctrica como la iónica, cortando el ciclo de corrosión.

5.1.2.3 Recubrimientos Metálicos: Consiste en recubrir el material a proteger
con algún metal que tenga mayor resistencia a la corrosión. Existen diferentes
22

métodos para efectuar estos recubrimientos, y los más utilizados son el
electroplating y el galvanizado.

5.1.2.4 Recubrimientos No Metálicos: Consiste en recubrir el material a
proteger con el uso de un material no metálico, que impida el proceso de
corrosión. Existen diferentes métodos para efectuar estos recubrimientos. El más
utilizado es el anodizado, este método se emplea en materiales pasivables, y
consiste en el uso de una corriente eléctrica sobre el material por proteger, de
modo que el potencial electroquímico del sistema induzca a un comportamiento
anódico a dicho material, generando el desarrollo de una capa de pasivación.

5.1.2.5 Protección Catódica: Radica en modificar relativamente el valor del
potencial electroquímico del material por proteger, haciendo que este material se
comporte como un cátodo. Se emplea mayormente en sistemas enterrados o
inmersos en agua de mar. Existen dos formas de realizarlo, uno por corriente
impresa y dos por ánodos de sacrificio.

5.2 AGRIETAMIENTO POR CORROSION BAJO TENSIÓN (SCC)12

El agrietamiento por corrosion bajo tensión (SCC) en industrias químicas y
petroquímicas son una forma insidiosa de corrosion, que provoca gran cantidad
de pérdidas y daños humanos. Este fenómeno está asociado con una
combinación de tracción estrés, medio ambiente y algunas condiciones
metalúrgicas como se describe en la figura 2.

Figura 2. Requisitos esenciales para SCC

Fuente: Khalifeh Alireza (2019) Chapter Stress Corrosion Cracking Damages. Pp. 1-2.
(https://www.intechopen.com/books/failure-analysis/stress-corrosion-cracking
damages).

12 Khalifeh Alireza (2019) Chapter Stress Corrosion Cracking Damages. Pp. 1-2.
(https://www.intechopen.com/books/failure-analysis/stress-corrosion-cracking-damages)
23

Durante el agrietamiento por corrosion bajo tensión, las grietas finas y
ramificadas progresan a través del material. Este fenómeno tiene graves
consecuencias sucesivas, ya que puede ocurrir bajo tensiones mucho más bajas
que las tensiones de diseño y el equipo o estructura tiende a falla prematura.
Este mecanismo comienza en los sitios de corrosion y progresa de una manera
frágil. El proceso de agrietamiento no es estrictamente mecánico, ya que la
corrosividad del medio ambiente afecta fuertemente el modo de fractura.

Las grietas que se presentan pueden ser intergranulares como transgranulares,
las intergranulares procede a lo largo de los límites de grano, mientras que la
transgranular avanza sin aparente preferencia por los límites. El modo del
desarrollo del craqueo depende de la composición y microestructura del material
y por ende del medio ambiente.

5.3 ACEROS INOXIDABLES

Los aceros inoxidables son aleaciones a base de hierro, cromo, carbono y otros
elementos, principalmente, níquel, molibdeno, manganeso y titanio, entre otros,
contando con una resistencia particular a la corrosión. Naturalmente, la
presencia de cada elemento en determinados porcentajes produce variaciones
distintas de las características intrínsecas. Según norma europea EN 10088 se
define a los aceros inoxidables como aquellas aleaciones férreas que contienen
cromo en una proporción mínima del 10.5% en peso13.

Esta característica de buena resistencia a la corrosión se debe a la propiedad de
estas aleaciones de pasivarse en un ambiente oxidante. La formación de una
película superficial de óxido de cromo sirve para la protección del acero
inoxidable. Dicha película pasiva se vuelve a reconstruir cuando se la daña, si el
ambiente es suficientemente oxidante manteniendo una protección permanente
del acero. La importancia de este tipo de aceros, además de sus características
mecánicas y su amplio uso en diferentes ramas de la industria (químicas,
petrolífera, nuclear, etc.), se debe a su alta producción a nivel mundial aparejado
al desarrollo industrial después de la segunda guerra mundial14.

5.3.1 Clasificación de los Aceros Inoxidables

Los aceros son aleaciones complejas en las que entran en juego múltiples
elementos. Como ya se ha comentado los principales elementos después del
hierro son el cromo, el carbono y el níquel. El porcentaje de dichos elementos y
su variación cambia la porción de las fases presentes, lo cual da lugar a aceros
inoxidables austeníticos, ferríticos, martensíticos y dúplex o austenoferríticos. La
Figura 3, muestra la clasificación de los aceros inoxidables, los cuales se
encuentran al final de dicha estructura como consecuencia de su alto grado de
aleación15.

13 “Caracterización termomecánica de los aceros austeníticos”. Tesis Doctoral. Capítulo I, pp. 2-15.
(http://www.tdx.cesca.es/TDX-0512103-122109/)
14 ASM International. Atlas of stress-corrosion fatigue curves. Ohio, 1990, pp. 3.
15 Di Caprio. G, “Los aceros inoxidables”, editorial Grupinox-milano, 1999.

Figura 3. Clasificación de loa Aceros Inoxidables

Fuente: Di Caprio. G, “Los aceros inoxidables”, editorial Grupinox-milano, 1999.

Entre las clasificaciones más consideradas en el sector de los aceros inoxidables
se encuentran la AISI (Instituto Americano del Hierro y el Acero, American Iron
and Steel Institute) y la SAE (Sociedad de Ingenieros de Automoción, Society of
Automotive Engineers). Según estas sociedades los aceros inoxidables se
subdividen en13:

• Aceros austeníticos al cromo-manganeso-níquel, conocidos como la serie
“200” que se caracteriza por una alta resistencia mecánica, debida a la
presencia del azufre y el manganeso, en el que las dos últimas cifras
dependen de otros elementos. Se caracterizan por ser no endurecibles,
austeníticos, no magnéticos.
• Aceros austeníticos al cromo-níquel, serie “300”, que tiene como
composición básica 12% y 8% de níquel, y 18 % de cromo, siendo la gama
con más éxito a nivel comercial. Para esta última serie la composición
química se modifica según el tipo de uso del material añadiendo o
reduciendo elementos como el carbono y/o el nitrógeno y/o modificando
el balance níquel/cromo. Son no endurecibles, austeníticos, no
magnéticos.
• Aceros ferríticos y martensíticos con la cifra 4, que representan la familia
“400”. Los aceros ferríticos se caracterizan por ser no endurecibles, y
25

magnéticos; mientras que los aceros martensíticos son endurecibles y
magnéticos.
5.3.2 Acero Inoxidable 316L

El acero inoxidable 316L es una aleación ampliamente utilizada en procesos
industriales que requieren de materiales con una elevada resistencia a la
corrosión, inclusive superior a la ofrecida por el acero inoxidable 304. La
presencia de molibdeno en su composición química, en el orden de 2-3 % en
peso, incrementa su resistencia a picaduras causadas por los cloruros y, por
tanto, está especificada para resistir la acción corrosiva de diferentes agentes
químicos encontrados en una amplia variedad de aplicaciones16.
Por otra parte, el molibdeno también aumenta la resistencia a la fluencia del
material a temperaturas elevadas, a través de endurecimiento por solución
sólida, lo que hace que la aleación sea adecuada para la fabricación de
componentes para reactores nucleares, equipos para la generación de energía
a partir de combustibles fósiles, refinerías petroquímicas y plantas químicas, en
general, mientras que su estructura austenítica representa, también, una ventaja
para aplicaciones a temperaturas criogénicas, en comparación con otros aceros
inoxidables17.

5.4 TECNOLOGÍA CAPILAR EN PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS18.

A medida que la presión va disminuyendo en los pozos productores de
yacimientos se reducen progresivamente las velocidades de flujo del gas
producido como resultado natural de su explotación, transitan sucesivos cambios
en los regímenes de flujo y presentan caudales crecientes de líquidos. Estos
líquidos producidos desde el wellbore, y/o generados por condensación de
vapores a lo largo de la sarta de producción, contribuyen a incrementar la caída
de presión en el tubing y la presión dinámica de fondo, ocasionando un
prematuro cese de producción de los pozos. En los últimos años esta
disminución de presión ha conducido a sucesivos cambios en las condiciones de
operación del yacimiento, desde alta a media y últimamente, a baja presión. A
raíz de estos cambios operativos, no sólo comienzan a presentarse problemas
de producción en pozos debido a incrementos en la carga líquida, sino que
también se dificulta la implementación de programas convencionales de
tratamiento químico por bacheo para la prevención de la corrosión y
mantenimiento de las instalaciones de producción como consecuencia de los
volúmenes de líquidos asociados a estos últimos. Esta problemática llevo a la
búsqueda de alternativas tecnológicas que permitieran aportar soluciones que
redundaran en beneficios, tanto técnicos como económicos. Downhole Injection
Systems, líder en el mercado de servicios e instalaciones de capilares para
dosificaciones de productos químicos en pozos de gas y petróleo, desarrolló la
tecnología capilar para proveer a la industria del petróleo y gas eficiencia,

16 Stainless Steel, ASM Specialty Handbook, J. R. Davis (Ed.), ASM International, Materials Park, OH, USA, 1994
17 S. VENUGOPAL, S. L. MANNAN Y. V. R. K. PRASAD, Mater. Sci. Technol. 9 (1993) 899-906.
18 Dupre, J., Gierega, R., Rene, S., Cabral, P., Costanza, P., Donino, M., A. Aplicación de Productos químicos específicos
empleando la tecnología de capilar en el yacimiento Loma la Lata. 1-26 Retrieved from
http://www.oilproduction.net/files/tecnologia_capilar.pdf.
26

confiabilidad y economía; iniciando sus operaciones en el año 1994.A la fecha
lleva realizadas más de 7000 instalaciones de sistemas de capilares con
operaciones en distintos países. Esta tecnología facilita la aplicación de diversos
productos químicos en fondo de pozo, a la profundidad deseada, permitiendo al
operador no solo proteger la instalación sino también maximizar la producción
del pozo. Esto se logra introduciendo un capilar de acero inoxidable de ¼”, ⅜” o
⅝” de diámetro exterior hasta la profundidad deseada dentro del tubing de
producción o en el espacio anular, y la aplicación a través de él, del producto
químico recomendado. Para el caso de pozos surgentes u operados mediante
Gas Lift, el capilar es introducido al pozo concéntricamente por dentro del tubing
de producción mediante una unidad similar a un pequeño coiled tubing montada
sobre ruedas o en skids, especialmente diseñada para esta aplicación. Esta
tecnología permite bajar hasta profundidades del orden de 7.000 metros con el
pozo en producción y dejar el capilar instalado con un sistema de colgador
completo (con mordaza y sistema de empaquetado/Pack-Off), vinculándolo en
superficie a un sistema convencional de dosificación de productos químicos.

La instalación promedio demora menos de tres horas (dependiendo de la
profundidad) y debido a la naturaleza elástica y durabilidad del acero inoxidable
empleado, el capilar puede ser fácilmente retirado y vuelto a bajar en el mismo
u otro pozo por medio de la unidad móvil especial de coiled tubing. En el caso de
pozos que requieran la instalación del capilar en el espacio anular casing-tubing
(por ej.: pozos operados con bombeo mecánico, BES, PCP, etc.) no es necesaria
la unidad de coiled tubing ya que el capilar se introduce en el pozo zunchado (o
engrampado) al tubing de producción durante una intervención del mismo con
un equipo de workover. Esta operación es similar a la instalación de capilares
acompañando el cable de potencia en el caso de BES (Bombeo electro
centrífugo), e implica necesariamente una operación de workover con paro de
producción del pozo durante la intervención.

Figura 4. Partes constituyentes de la unidad especial de coiled tubing.

Fuente: Dupre, J., Gierega, R., Rene, S., Cabral, P., Costanza, P., Donino, M., A.
Aplicación de Productos químicos específicos empleando la tecnología de capilar en el
yacimiento Loma la Lata. 1-26 Retrieved from
http://www.oilproduction.net/files/tecnologia_capilar.pdf.
27

En lo que respecta a las cabezas de inyección de este tipo de unidades, existen
dos tecnologías diferentes que se pueden apreciar en las Figuras 5 y 6.

Figura 5. Cabeza de inyección de cadenas. Figura 6. Cabeza de inyección de
rueda.

La cabeza de inyección de cadenas presenta una mayor superficie
contacto/aplicación de presión capilar/cadenas con respecto al modelo de rueda.
La característica anterior le permite a esta Cabeza de Inyección trabajar con el
capilar a mayores profundidades que el modelo de Rueda.

El ángulo de curvatura menos pronunciado y la mayor uniformidad en la
distribución de tensiones aplicadas sobre el capilar para traccionarlo, lo dañan
menos y le confieren al mismo una mayor vida útil (medida en ciclos de
operación), haciendo a este tipo de cabeza de inyección más conveniente para
operaciones puntuales y servicios en pozos13.

En cuanto a la figura 6 la operación de este tipo de cabeza de inyección es más
sencilla y requiere menos mantenimiento que para el caso de la cabeza de
cadenas. Normalmente la cabeza de rueda tiene ranuras para capilares de ¼” y
⅜” lo que permite cambiar de tamaño sin presentar mayores complicaciones.

5.4.1 Elementos de la tecnología Capilar13

El sistema empleado, tanto para tratamientos puntuales como para instalaciones
28

permanentes (capilar por dentro de la Sarta de Producción /Tubing), consta de
los siguientes elementos:

5.4.1.1 Pack-Off: Cumple la función de empaquetar el capilar en boca de pozo
(BOP). Se regula hidráulicamente la presión de sello aplicada dependiendo del
trabajo que se desea realizar. Existen dos modelos: Roscado y Bridado. El
modelo roscado es el estándar en la industria y se lo certifica para una presión
de trabajo de 5000 psi (34,5 x 106 Pa). Se fabrica en AISI 4140 con
empaquetaduras de HNBR para la mayoría de las aplicaciones (servicio
estándar, con CO2 y bajas concentraciones de H2S).

El modelo bridado generalmente se certifica para 10.000 psi (68,95 x 106 Pa) y
tiene un costo mucho más elevado.

Las Figuras 7 y 8 muestran detalles de ambos modelos de Pack-Off.

Figura 7. Pack-Off roscado.

Figura 8. Pack-Off bridado.

5.4.1.2 Capilar: Normalmente se adopta por estándar de trabajo aceros
inoxidables austeníticos, sin embargo, también se emplean aceros inoxidables
dúplex 2205, acero al carbono, 6-Moly, Inconel 625 y C-276.

5.4.1.3 Arreglo de Fondo: Está constituido generalmente por una boquilla de
dosificación (BHA). Existen diversos modelos de BHA (Bottom Hole Assembly)
que se diseñan para cada aplicación.

En algunos casos se emplean también centralizadores (metálicos o plásticos).
Se pueden adicionar también al arreglo de fondo memory gauges y/o cámaras
para registrar información dentro del pozo.

Figura 9. Arreglos de fondo.

5.4.2 Aplicaciones Tecnología Capilar13

Esta tecnología permite realizar servicios de aplicación puntual o dosificación
continua de productos químicos específicos para tratar, entre otros, los
siguientes problemas:

• Ahogo de pozos por carga líquida.
• Corrosión (química y/o microbiológica).
• Deposición de parafinas y asfáltenos.
• Deposición de sólidos inorgánicos (incrustaciones).
• Emulsiones y/o fricción.
• Hidratos de gas.
• Biofouling.

Otras posibles aplicaciones de esta tecnología son:

• Operaciones de Pesca, apertura de camisas, etc., en condiciones en las
que el Wire-Line encuentra limitaciones (pozos desviados y tramos
horizontales).
• Filmaciones con videocámara en fondo de pozo.
• Medición y registro de variables (Presión, Temperatura, etc.) en fondo de
pozo, empleando: Memory Gauges convencionales, Memory Gauges con
transmisión de datos por medio de fibra óptica por dentro del capilar y
Memory Gauges con transmisión inalámbrica de datos por medio de
ondas sonoras.

5.5. ANÁLISIS DE FALLA

El análisis de falla es considerado como la examinación de las características y
causas por las que componentes o sistemas han fallado. Mediante el análisis de
evidencia física, herramientas y el uso de principios ingenieriles y científicos se
puede alcanzar la razón principal por la cual se realizan los análisis de fallas:
evitar la recurrencia de fallas similares. La importancia de esta tarea se refleja
en aspectos de seguridad, confiabilidad, rendimiento y economía19.

Dentro del amplio historialde análisis de fallas que se han realizado, las razones
más comunes por las que ocurren las fallas incluyen17:
• Condiciones de servicio u operación
• Mantenimiento inapropiado
• Inspección o examinación inapropiada
• Errores de fabricación/manufactura
• Errores de diseño (selección, y condiciones o propiedades asumidas de
materiales).
5.5.1 Etapas del Análisis de Falla

Las etapas más relevantes para el análisis de una falla son17:

19 H. Espejo, Raúl, C., octubre 2019. Pontificia Universidad Católica de Perú. Análisis de Falla de una Tubería de
descarga “Y” de acero soldada. Pag: 7-9.
32

5.5.1.1 Recopilación de información:

• Recopilación del historial de información y selección de muestras
• Examen preliminar de las muestras falladas
• Ensayos no destructivos (NDT)

5.5.1.2 Evaluación de los daños y las condiciones que repercutieron en la
fractura:

• Selección, identificación, preservación y limpieza de las muestras
• Examen y análisis macroscópico
• Examen microscópico y análisis de las superficies fracturadas
• Determinación del estado de esfuerzos
• Mecánica de fractura
• Determinación del mecanismo de fractura

5.5.1.3 Representación de la condición del material:

• Examen y análisis metalográfico
• Ensayos mecánicos
• Análisis químico
• Ensayos bajo simulación de condiciones de servicio
• Discusión con expertos
• Síntesis de información, formulación de conclusiones y elaboración del
reporte.

5.6 STRESS CORROSION CRACKING EN ACEROS INOXIDABLES
AUSTENÍTICOS20
En los últimos años han sido numerosos los trabajos específicos y obras
generales publicados sobre este tema, ello se debe, sin duda, a la importancia
práctica que presenta este tipo de corrosión que da lugar a la fisuración y rotura
del material y que viene provocada por la acción combinada de esfuerzos
mecánicos estáticos y de un agente químico corrosivo. Los esfuerzos pueden
ser internos o superficiales o de ambos tipos conjuntamente; se ha comprobado
que, para que se produzca este tipo de corrosión es preciso que el acero o
material soporte esfuerzos de tracción, pues los de compresión no sólo provocan
el fenómeno, sino que, en ocasiones, puede ejercer una acción protectora.

20 Ing. Eusebio Nelson Dionicio Padilla*, Ing. Samuel Rosario Francia*, Ing. Víctor A. Vega Guillen* Ing. Oswaldo
Gonzales Reynoso*, Ing. Edgardo Tabuchi Matsumoto*. PRECIPITACIÓN MARTENSÍTICA EN ACEROS INOXIDABLES.
AISI 304 - CORROSIÓN BAJO TENSIÓN. Docentes EAP Ingeniería Metalúrgica. UNMSM. Vol. 5. (2002)
33

Las tensiones causantes de la corrosión pueden ser de origen externo, es decir,
aplicadas al material por cualquier medio, o bien inherentes al mismo, por
ejemplo: residuales de operaciones de trabajado en frío o de tratamientos
térmicos u operaciones de soldadura e incluso originadas en proceso de
precipitación o de transformación estructural. Con respecto a los aceros
inoxidables, se puede afirmar que, de modo general, en presencia de
determinados agentes corrosivos resultan susceptibles a la rotura de carácter
intergranular, cualquiera que sea su estructura: austenítica, ferrítica o
martensítica.
Las roturas de este tipo están relacionadas con los procesos, que convierten a
los aceros en susceptibles a la corrosión intergranular. En cambio, las roturas de
carácter transgranular se observa solamente en los aceros inoxidables con
estructura austenítica.
En el caso de los aceros inoxidables austeníticos, se ha supuesto que en
aquellos en que la austenita es poco estable, las zonas de martensita, formada
por deformación local, pueden intervenir como fase anódica. Esto lleva a
considerar un camino preferente para la corrosión, análogo a la zona
descromizada gracias a la cual se explica la corrosión intercristalina. En el caso
de la corrosión bajo tensión que provoca grietas transgranulares en los aceros
inoxidables austeníticos es preciso imaginar que estos caminos preferentes
pasan a través de los granos, lo cual obliga a considerar las causas químicas
como poco probable y a imaginar teorías físicas para explicarlo20.
5.6.1 Influencia de la Soldabilidad

En la soldadura de aceros inoxidables debe tenerse especial atención a que la
estructura del metal base, la composición del cordón y la zona afectada por el
calor no cambien sustancialmente. Una vez seleccionados los métodos
adecuados para que las uniones ofrezcan la mejor ductilidad y resistencia
posibles podremos añadir otros materiales para brindar otras cualidades a los
aceros y poder emplearlos en variedad de campos21.
5.6.1.1 Propiedades Físicas

Una de las propiedades físicas de los aceros inoxidables austeníticos, es que
tienen un coeficiente de dilatación térmica alrededor de un 50% mayor que el de
los aceros al carbono, con una conductividad térmica aproximadamente un 40%
menor. Por esto mismo, las contracciones en la soldadura son mayores y tienden
a generar deformaciones. Para poder minimizar las tensiones existen ciertas
recomendaciones como: seleccionar el proceso adecuado para realizar un
aporte de calor bajo; una planificación previa de las etapas de soldeo y
efectuadas de forma simétrica, para que la distribución de calor sea lo más
equilibrada posible. También debido a que su conductividad térmica es menor,

21 Guillamón Manuel Pascual. Fidel Salas Vicente. (2019). Comportamiento de la Soldadura TIG en Acero inoxidable
404L con varilla 308L e Inconel 625 frente a CORROSIÓN BAJO TENSIÓN. Grado en Ingeniería Mecánica. Universidad
Politécnica de Valencia.
34

la zona ZAT (zona afectada térmicamente) será más estrecha. No obstante, es
importante la adecuada selección de los metales de aporte y de los procesos de
soldadura. Para la elección del proceso de soldadura se pueden emplear los
siguientes criterios: aporte y distribución del calor; operatividad; velocidad de
soldeo; inconvenientes relacionados con la resistencia a corrosión del metal a
depositar; disponibilidad comercial y coste22.
5.6.1.2 Agrietamiento en Caliente

El agrietamiento en caliente es típico en estos aceros inoxidables austeníticos y
son debidos a una acumulación de impurezas por segregaciones, que se dan en
las últimas zonas de solidificación del metal de aporte. En dichas zonas se
generan superficies débiles, que en algún momento pueden romperse y provocar
grietas por las tensiones de contracción de la propia soldadura. Existen tres
posibilidades para eliminar este tipo de agrietamiento22:
• Reducción de las tensiones mecánicas.
• Las impurezas que mayor influencia tienen en el agrietamiento en caliente
son, S y P, aunque también hay otros elementos que influyen como Pb,
Sn, Sb, Bi, Nb y el Si., pero los metales de aporte tienen contenidos
menores de estos elementos y hace que resulte mejor su empleo en el
proceso de soldeo, a que no se empleen. El contenido de impurezas es
inversamente proporcional al agrietamiento en caliente.
• Disminuir las segregaciones, para lo cual es necesario disponer de una
cantidad determinada de ferrita en la matriz austenítica del metal.

5.6.1.3 Proceso

Una incorrecta aplicación del proceso de soldadura, dado por un alto aporte
térmico y escasa habilidad del soldador, generan un sobrecalentamiento del
material, este sobrecalentamiento permite que el material base se mantenga
durante un tiempo prolongado dentro del rango de temperaturas de precipitación
de carburos y de sensibilización a la corrosión intercristalina (400°C – 850 °C),
característico de este tipo de material. Cuando la unión soldada entra en servicio
con gran cantidad de defectos, constituyen concentradores de tensiones que
evidentemente inciden sobre los posibles mecanismos de falla23.
Así mismo, durante la aplicación de la soldadura, si esta permanece durante un
tiempo prolongado en un intervalo de temperaturas comprendidasentre 500°C
y 800°C se presenta precipitación de carburos que influyen en el comportamiento

22Sergio Montesinos Gasent. (2019 - 2020). Universidad Politécnica de Valencia. Departamento de Ingeniería
Mecánica y de Materiales. CORROSIÓN BAJO TENSIÓN EN LA SOLDADURA DE ACERO INOXIDABLE EN AMBIENTES
CORROSIVOS. (https://riunet.upv.es/handle/10251/152328).

23 Eduardo M. Díaz-Cedré1, Cesar A. Sánchez-Pérez1, Amado Cruz-Crespo2, Jesús I. Ruiz-Vela1, Mauricio Tello-Rico3,
Nancy M. Pérez-Pino4. Causa de falla de un codo de acero inoxidable 316 en un circuito de enfriamiento de un reactor.
(2018). Min. Geol. vol.34 no.4. ISSN 1993-8012.
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de los componentes en servicio, además por la formación de fases
intermetálicas, debido a elementos como cromo y titanio, al aplicar tratamientos
térmicos posteriores a la soldadura se presenta formación de fase sigma que
disminuye la resistencia a la corrosión en la soldadura y en la ZAT
principalmente, incrementando la fragilidad por tratarse de una fase bastante
dura y como consecuencia también la ductilidad del material24.
Con base a la forma de aplicación de soldadura, para el acero austenítico 316,
se recomienda realizar el soldeo teniendo en cuenta una baja aportación de
calor, distribuyendo el calor en forma equilibrada para que este sea repartido en
la pieza de la forma más simétrica posible. A demás se debe procurar que el
nivel de enfriamiento sea en lo posible bajo, para que la zona afectada por el
calor sea más estrecha24.
Debido a la heterogeneidad inducida por el proceso, tanto el metal base como el
cordón y la zona afectada por el calor (ZAC) poseen propiedades mecánicas
diferentes, lo que hace que el comportamiento mecánico del componente
soldado sea muy complicado una vez sea sometido a carga. Las uniones
soldadas son comúnmente sometidas a diversos tipos de solicitación cíclica
cuando se encuentran en aplicaciones prácticas y, por tanto, el fallo por fatiga es
bastante común. En el caso de recipientes y tuberías presurizadas, por ejemplo,
la resistencia mecánica de las uniones soldadas determina la resistencia de toda
la estructura, por lo que la soldadura representa un importante factor en la
estimación de la reducción de la vida útil de dichos componentes. En lo que se
refiere al mecanismo de fatiga mismo de las uniones soldadas, es un hecho
comúnmente aceptado que, en la mayoría de estas, el fallo es causado por la
propagación de grietas semielípticas, de tipo superficial, que se inician en la raíz
de la soldadura, por lo que para analizar el comportamiento a la fatiga de uniones
soldadas empleando técnicas de mecánica de fractura es necesario calcular el
valor de intensidad de esfuerzos de la grieta de fatiga25.
Las composiciones de mezcla de gases protectores del proceso GMAW puede
tener una influencia importante en el comportamiento a la fatiga de las juntas
soldadas del acero inoxidable austenítico 316L, a través de dos formas distintas:
primeramente, mediante la modificación del radio de curvatura entre la raíz del
cordón de soldadura y el metal base, ya que el incremento en el contenido de O2
en la mezcla Ar/O2 desde 1 % hasta 5 %, aparentemente, da lugar a una
disminución en el radio de curvatura, lo que trae como consecuencia un
incremento importante en el factor de concentración de esfuerzos y, por ende,
en la reducción del número de ciclos a falla, cuando la junta es ensayada a
esfuerzos alternantes máximos del orden del 75 % del esfuerzo de fluencia de
esta. En segundo lugar, a través del mayor grado de oxidación de los elementos

24 Ernesto Camargo, Leonardo Bohórquez Suarez, Mónica Sánchez Alarcón. (2018) ESTUDIO DE LA INFLUENCIA DE LA
CARBURACION EN LA SOLDABILIDAD DE UN ACERO INOXIDABLE. Infomin, Vol. 10, No. 2, 2018, E-ISSN: 1992-4194.
25 E. S. Puchi-Cabrera**, R. A. Saya-Gamboa**, J. G. La Barbera-Sosa**, M.H. Staia**, V. Ignoto-Cardinale**, J. A.
Berríos-Ortiz***, G. Mesmacque**** “Vida a la fatiga de juntas soldadas del acero inoxidable AISI 316L obtenidas
mediante el proceso GMAW”, ** Escuela de Ingeniería Metalúrgica y Ciencia de los Materiales, Universidad Central
de Venezuela. *** Escuela de Ingeniería Mecánica, Universidad de El Salvador ****, Université de Lille, Mécanique
des Materiaux, UMR CNRS 8107, Villeneuve D’Ascq, 59650, Francia.Revista Metalurgia, 8 de junio de 2006.
36

de aleación lo que es inducido por un mayor contenido de O2 en la mezcla. En
cuanto al modo de transferencia metálica, las juntas soldadas mediante arco
pulsado presentan una mayor vida a la fatiga en comparación con las juntas
obtenidas por cortocircuito para ambas mezclas protectoras. Se cree que este
resultado está asociado, no solo con una mayor penetración del cordón de
soldadura en la raíz de la junta soldada como consecuencia del incremento en
la intensidad del arco eléctrico para las muestras soldadas por arco pulsado, sino
también con la generación de un menor número de defectos superficiales en el
cordón, que puedan inducir sitios adicionales de nucleación de grietas de fatiga,
en comparación con las muestras soldadas por cortocircuito25.

5.6.2 Capilares

Para evitar la formación de incrustaciones en los pozos, se recurre a la aplicación
de inhibidores en el fondo de estos. En general, estos inhibidores son
compuestos de tipo poliacrilato. Para su aplicación se utilizan tubos capilares
continuos de acero inoxidable AISI SAE 316L, que resisten mejor las
características químicas de los fluidos con pH neutros. La durabilidad de dichos
capilares depende de muchas variables, pero en general se les estima una vida
útil de 1,5 a 3 años. Los capilares que se pueden recuperar son los que presentan
obstrucciones debido a la cristalización de los inhibidores, no aquellos que fallan
por esfuerzo o por corrosión bajo tensión (stress corrosión cracking o SCC). Es
por eso que se plantean metodologías de soldado de dichos capilares y sus
condiciones comparativas de soldadura respecto a un capilar nuevo y un capilar
usado, evaluándose las metodologías mediante ensayos electroquímicos. Los
ensayos electroquímicos indican que comparativamente ambos plantean valores
de velocidad de corrosión. Es clara la desventaja cuando se comparan los datos
de las muestras decapadas y soldadas frente a los capilares nuevos en cuanto
la velocidad de 36corrosión. Mientras que los capilares usados brindan valores
más beneficiosos de velocidad de corrosión, debido probablemente a la capa
pasiva generada en su superficie cuando se utilizó en los pozos geotérmicos.
Los tratamientos térmicos no mejoran sustancialmente los valores de velocidad
de corrosión para justificar su aplicación, pero se debe analizar su efecto sobre
la reducción de tensiones debido a la soldadura. Además, el proceso de
soldadura y los tratamientos térmicos no presentan problemas de precipitación
del cromo o carburos en el cordón de soldadura y las zonas adyacentes26.

5.6.3 Influencia del Medio

Después de los aceros al carbono, los aceros inoxidables son los materiales que
más aplicaciones encuentran a nivel industrial, siendo su presencia mayor en la
medida en que las condiciones de trabajo se van haciendo más rigurosas

26 Rodríguez-Yáñez, J; Saborío-Leiva, E; Mora-Montoya, D. Evaluación electroquímica de soldaduras en tubos capilares
de acero inoxidable. Tecnología en Marcha. Vol. 27, N.º 1. Pág. 57-65.
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(mayores presiones, temperaturas y medios corrosivos). En estructuras y
componentes de aceros inoxidables las condiciones en que fueron fabricados y,
en particular, las vinculadas al proceso de soldadura van a decidir en gran
medida cómo será su comportamiento en servicio y, por tanto, su vida útil27.
5.6.3.1 Industrial

Los aceros inoxidables como el AISI 316L se caracterizan por su buena
resistencia a la corrosión, maleabilidad, soldabilidad y biocompatibilidad. Estas