Productos de acero para petróleo y gas

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En este artículo se analizan los productos de acero de mayor masividad orientados a la industria de
petróleo y gas: los tubos de acero sin costura y la chapa laminada en caliente para tubos soldados.
AVANCES TECNOLÓGICOS
Productos de acero
para petróleo y gas
Por Jorge Madías, Gerente de empresa Metallon, Argentina
M
ás allá de la coyuntura actual, la industria petrolera y gasífera es muy activa y busca
continuamente soluciones innovadoras para acceder a nuevos reservorios con el fin de satisfacer
la demanda presente y futura. La energía basada en hidrocarburos fósiles se continuará utilizando en
las próximas décadas. Es sabido que la producción convencional de petróleo está declinando y los
reservorios no convencionales están creciendo en importancia, contribuyendo con una parte destacada
de la producción global de energía. Las nuevas fuentes representan desafíos significativos para los
jugadores de la industria, los proveedores y los reguladores, así como oportunidades para el desarrollo
de productos de acero para satisfacer los requisitos crecientes.
TUBOS SIN COSTURA
Los desarrollos en productos tubulares han permitido al sector de petróleo y gas llevar a cabo proyectos
en ambientes rigurosos como aguas profundas, servicio ácido, condiciones árticas, alta presión y
reservorios de alta temperatura, así como condiciones donde se espera la carga de fatiga, como sucede
con las tuberías de subida en catenaria de acero (steel catenary risers) (FIGURA 1).
El consumo global de tubos para petróleo y gas en 2013 fue de 17 millones: 12,4 millones de tubos sin
costura y 4,6 millones de tubos soldados. Existen otros productos de acero consumidos por la industria,
como barras de aceros al carbono y de baja aleación laminadas o forjadas (utilizadas por ejemplo en
barras de bombeo), chapas estructurales laminadas en caliente (que se usan en plataformas off-shore,
por ejemplo).
DOSSIER TECNOLÓGICO
Los tubos premium, con
requerimientos realmente muy
grandes, son mayormente tubos sin
costura, en tanto que las cañerías
llamadas de alta performance están
cubiertas por tubos sin costura y
tubos con soldadura longitudinal por
arco sumergido.
Las tendencias en las condiciones
de servicio en las nuevas fronteras
del petróleo y el gas que tienen un
impacto sobre los materiales se
presentan en el CUADRO 1.
El desafío tecnológico y regulatorio
más importante está representado
por los reservorios con alta presión
y alta temperatura (HP/HT, por
sus iniciales en inglés) (FIGURA
2). Las condiciones de servicio son
extremadamente severas, incluyendo
la presencia de sulfuro de hidrógeno y
dióxido de carbono. En un ambiente
de temperatura elevada, la evolución
de las propiedades con la temperatura
debe ser tenida en cuenta desde un
punto de vista estructural y para la
performance de conexiones premium.
Además se deberían considerar
criterios de inspección exigentes para
un diseño confiable del pozo.
FIGURA 1. Tuberías de subida en catenaria
Plataforma
Junta flexible
Boyas
1.000 m
Anclaje del elevador
El impacto sobre los requerimientos
para los tubos, originado en condiciones
de servicio y de instalación severas,
implica una performance mejorada
del material. Estas condiciones, a su
vez, son datos de entrada importantes
para las actividades de investigación
y desarrollo. En tales condiciones,
procesos modernos de manufactura
y un control de procesos estricto
son esenciales para una producción
confiable de tubos de acero al carbono
de baja aleación. En el CUADRO 2 se
enumeran algunos aspectos importantes
de calidad y producción que deben
estar en foco.
CUADRO 1. Algunas tendencias en las nuevas condiciones de servicio, que tienen un impacto sobre la calidad de
los materiales necesarios
Profundidades crecientes. Se considera agua profunda más de 900 metros y agua ultraprofunda más de 1.500 metros. A partir de
1996, se ha observado un crecimiento continuo en descubrimientos en agua ultraprofunda.
Carga alternativa (fatiga) para elevadores, líneas de flujo y encamisado (casing) superficial, pero también en operaciones del tipo
casing while drilling.
Diseño basado en la deformación considerando buena performance después del 3%-5% de deformación plástica.
Alta presión con alta temperatura, donde en condiciones extremas se puede alcanzar 200°C y más de 140 megapascales.
Condiciones de corrosión severas, principalmente debidas a la presencia de dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, cloruros,
alta proporción de agua.
Producción de gas a alta presión.
Perforación direccional y alcance extendido.
Recuperación de petróleo aumentada (tanto secundaria como terciaria).
Condiciones muy duras del clima (fuera de la costa, árticas).
43
44
FIGURA 2. Diferentes ambientes en función de la temperatura y la presión [1]
En resumen, los tubos de alta
performance deben mostrar
capacidad para enfrentar ambientes
de corrosión severa, alcanzar alta
resistencia simultáneamente con
buena tenacidad a baja temperatura,
tener una evolución controlada de
sus propiedades a alta temperatura,
en muchos casos para materiales de
pared gruesa.
Temperatura (°C)
Ultraalta presión y alta temperatura
250
Extrema alta presión y alta temperatura
200
Alta presión y alta temperatura
150
70 MPa
100 MPa 140 MPa
Presión
CHAPA LAMINADA EN CALIENTE
PARA TUBOS SOLDADOS
El primer paso de la producción
de chapas para tubos es el proceso
en la acería. Las diferentes etapas
contemplan el tratamiento del
arrabio y la aceración al oxígeno, o la
aceración eléctrica según el caso; la
metalurgia de cuchara y el colado.
CUADRO 2. Aspectos importantes de calidad y producción a tener en cuenta
Calidad del acero (limpieza inclusionaria, segregación, rango estrecho de
composición química).
Estrecho control de procesos.
Tolerancias dimensionales exigentes.
En la FIGURA 3 se presenta la
evolución del contenido de azufre,
fósforo y nitrógeno y los contenidos
finales de oxígeno total y azufre que
se pueden alcanzar.
Tratamiento de temple y revenido eficiente.
Capacidad de ensayo para una evaluación intensa de las propiedades mecánicas y
resistencia a la corrosión.
FIGURA 3. Izquierda: evolución del contenido de azufre, fósforo y nitrógeno en aceros para chapa destinada
a la fabricación de tubos. Derecha: distribución de los contenidos finales de oxígeno total e hidrógeno
para estos mismos aceros
Hidrógeno (ppm)
ʺ 1,5
1.000
P
ʺ 3,5
<4,5
99
H
S
95
90
O
80
70
100
N
50
50
30
20
10
10
5
5
1
Antes de la
desulfuración
Después de la
desulfuración
BOF
Luego del
vacío
Antes del
vacío
0
ʺ5
ʺ 10
Oxígeno total (ppm)
Muestra de
molde
Frecuencia acumulada (%)
Contenido de N, P, S (ppm)
500
ʺ 2,5
DOSSIER TECNOLÓGICO
FIGURA 4. Ejemplo de medidas metalúrgicas (adiciones, manejo de la
laminación) que permiten cambios en la temperatura de transición dúctil frágil y cambios en la resistencia mecánica (límite de fluencia)
Cambio en la temperatura de transición dúctil-frágil (°C)
Los mecanismos metalúrgicos que
permiten alcanzar las propiedades
mecánicas y tecnológicas deseadas
pueden activarse mediante aleaciones
y en las diferentes etapas de la
fabricación de la chapa. En la FIGURA
4 se presentan las herramientas
y los mecanismos que afectan las
propiedades de la chapa en forma
esquemática, con algunos ejemplos.
El tamaño de grano del acero puede
ser influenciado en diferentes etapas
del proceso y su afino es un tema
clave, porque permite mejorar a la
vez la resistencia y la ductilidad. El
afino del tamaño de grano ferrítico
está hasta cierto punto limitado. Sin
embargo, con microestructura ferrítica
se pueden alcanzar las propiedades
requeridas por los aceros API 5L hasta
el grado X70 (acero con un límite de
fluencia de 483 MPa).
10
Disminución de la temperatura de fin de laminación
por debajo de Ar3
5
Microalineación con vanadio
(endurecimiento por precipitación)
0
-5
Microalineación con niobo (endurecimiento
por precipitación afino de grano)
-10
Deformación a Ar3 <T<Tnr (afino de grano)
Disminución de la temperatura de
precalentamiento (afino de grano,
menor endurecimiento por precipitación)
-15
-20
-20
-10
0
10
30
20
40
50
Cambio en la resistencia (MPa)
Tnr: Temperatura de no recristalización; Ar3: Temperatura a la que se produce el inicio
de la transformación de la austenita en el enfriamiento.
FIGURA 5. Esquemas de tiempo y temperatura para diferentes variantes de proceso
A
B
C
D
E
F
G
Laminación
γrecr
TN
Ac
γnon recr
Tnr
MLE
Aire
Agua
Ar3
ACC
α+γ
Ar↑
MS
α
L
+
N
Grados con límite de fluencia
de hasta 355 (460) MPa
+
TM
Q
Alta resistencia y
resistencia a la abrasión
TM
TM+
ACC
TM+
DQ, QST
Grados de laminación termomecánica
con límite de fluencia de hasta 500 MPa
γrecr: austenita recristalizada; γnon recr: austenita no recristalizada; α: ferrita; γ: austenita; L: laminado; N: normalizado; Q: temple;
TM: laminación termomecánica; ACC: enfriamiento acelerado; DQ: temple directo; QST: temple y autorrevenido; MLE: elementos
microaleantes; Tnr: temperatura de no recristalización*.
* Temperatura de no recristalización: aquella a la cual la recristalización en el acero que está siendo laminado ya no es completa.
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El conocimiento metalúrgico
mencionado permite el uso de
variantes de proceso hechas a medida
de necesidades específicas. En la
FIGURA 5 se comparan algunos
de estos esquemas en términos
de temperatura/microestructura,
deformación y enfriamiento.
El primer grupo de variantes (A
a C) se basa en una laminación
convencional, sin control especial
de temperatura del proceso de
laminación. La variante A implica
la entrega de la chapa en estado
bruto de laminación. En cambio,
las variantes B y C se hacen
tratamientos térmicos adicionales,
con austenización a la temperatura
de normalizado (TN) con posterior
enfriamiento al aire ambiente o
normalizado (N) o en agua, por
debajo de la temperatura de inicio de
formación de la martensita (MS) (Q).
La tenacidad de la estructura se puede
aumentar modificando la martensita
dura y frágil mediante un subsecuente
revenido (QST).
Aspectos técnicamente desafiantes
de los perfiles de propiedades
requeridos y de ahorros en los costos
de manufactura han ganado más
y más importancia y llevaron al
desarrollo de la moderna generación
de chapas microaleadas con
laminación termomecánica (variantes
D a G). La diferencia esencial con los
procesos mencionados previamente
FIGURA 6. Ejemplo de las direcciones del desarrollo futuro para aceros
para tubos soldados según norma API 5L y aceros estructurales según
norma NORSOK M-120
Sentido del desarrollo
X120
X100
Nivel de resistencia
Para propiedades más exigentes
(mayor límite de fluencia o mayor
tenacidad), se deben adoptar
microestructuras o constituyentes
bainíticos. Los aceros con esta
microestructura ofrecen una solución
a las continuas demandas por grados
avanzados y se caracterizan por
mayor resistencia, balanceada con alta
tenacidad y aleación limitada para
asegurar una soldabilidad adecuada.
Tubos
Aplicaciones
estructurales
X80
S500M
X65
S420M
S355M
0
50
Espesor (mm)
100
150
se encuentra en el hecho de que
la laminación se usa no solamente
para dar forma sino también, en
forma sistemática, para la obtención
de la combinación específica de
propiedades requerida. Por lo tanto, la
laminación termomecánica se puede
definir como un proceso que apunta a
obtener una estructura con un tamaño
de grano fino; permite obtener una
favorable combinación de propiedades
en servicio, y está compuesta de una
secuencia de pasos específicos de
proceso controlados en términos de
espesor, tiempo y temperatura.
Las direcciones de desarrollo
pueden seguir diferentes caminos.
Para tuberías submarinas se están
aplicando aceros API 5L-X70 con
espesores de hasta 34 mm. El acero
API 5L-X80 (acero con un límite de
fluencia de 552 MPa o más) se usa
cada vez más para aplicaciones en
tuberías on-shore en espesores de
25 mm. Se estima que el futuro uso
de los aceros del grado X100 (> 690
MPa) o X120 (> 830 MPa) traerá más
beneficios económicos.
La necesidad de aproximaciones más
económicas y de futuro incremento
de la extracción y transporte de gas
natural, irán abonando la demanda
por chapas para tubos de mayor
espesor, más anchas (para producir
tubos de mayor diámetro), mayor
tenacidad, más alta resistencia
(FIGURA 6).
Más allá de la coyuntura actual,
la demanda de aceros de alta
performance en forma de tubos
soldados, tubos sin costura y otros
productos siderúrgicos (barras, chapa
estructural) por parte de la industria
del petróleo y el gas continuará por
largo tiempo, presentando desafíos
crecientes, dadas las condiciones
especiales que se presentan en los
nuevos yacimientos. ••
CONCLUSIONES
DOSSIER TECNOLÓGICO
REFERENCIAS
[1] González S., J.C.; “How steel tube industry faces
demanding requirements from oil and gas”. Keynote
lecture, Long and Forged Products Conference, 12-15
July 2015, Vail, CO, USA.
[2] Bannenberg, N.; Streisselberger, A.; Schwinn, V.; “New
steel plates for the oil and gas industry”. Steel Research
International 78 (2007) N° 3.
[3] “Estudio económico sobre recursos convencionales,
shaleoil y shale gas en Argentina: situación actual y
perspectivas”. Informe de KPMG Argentina, 2014.
[4] Sowar, N.; “North America - M&A Activities, Energy and
technology disruption, material substitutions… and what
to do about it”. ALACERO 56, Buenos Aires, Argentina,
noviembre de 2015.
[5] Huet Alípio, P.; Ratnapuli, R.C.; Valadão Filho, J.;Toshio
Nakashima, J.; “Produção na USIMINAS do aço API-5LX70 destinado ao gasoduto Brasil-Bolívia”. 53° Congresso
Anual da ABM, Belo Horizonte, Brazil, setembro de
1988, pp. 832-838.
[6] Castro, P.A.; “Nanotechnology in steel tubular goods:
challenges and prospects”. TechConnectWorld Innovation
Conference & Expo, Washington DC, USA, June 2014.
[7] Lule González, R.; López Acosta, F.; Kundrat, D.; Wyatt,
A.; “Increased Productivity of API-X Steel Grades at
ArcelorMittal Flat Carbon Products by Reducing Sources
of Hydrogen During Melting and Refining”, AIST Steel
Technology, Octobre 2014, pp. 93-99.
[8] Corrosão e fadiga em alto mar. Revista ABM Metalurgia, Materiais e Mineração, set-out. 2015, vol. 71,
pp. 431-432.
[9] Asth, H.; Ferreira, O.; Almeida, L.; Gandra, A.; Piva, S.;
Sá, A.; Versiani, M.; Oléa, C.; “Improvements in CCM of
Vallourec Tubos do Brasil about external laps in tubes at
rolling mill”. METEC & 2 ESTAD, Dusseldorf, Germany,
June 2015.
[10] Magalhães Almeida, E.; de Oliveira, Th.A.; Martins
Barreto, A.F.; Chesseret, L.; “Processo de desfosforação
no Consteel da Vallourec Sumitomo Tubos do Brasil”.
44° Seminário de Aciaria ABM, Araxá, Brasil, maio de
2013, pp. 385-391.
[11] Thiago André de Oliveira; Eduardo Magalhães Almeida;
Antônio Francisco Martins Barreto; Laurent Chesseret;
“Controle do nível de nitrogênio no forno elétrico a arco
com tecnologia Consteel da Vallourec& Sumitomo Tubos
do Brasil”. 44° Seminário de Aciaria ABM, Araxá, Brasil,
maio de 2013, pp. 392-398.
[12]Marques Modesto Pessoa, M.; Langbehn, J.; Ramos de
Carvalho, J.L.; Chesseret, L.; “Aquecimento de válvula
submersa no lingotamento contínuo da Vallourec&
Sumitomo Tubos do Brasil”. 44° Seminário de Aciaria
ABM, Araxá, Brasil, maio de 2013, pp. 415-417.
47
48
CONTRIBUCIÓN LATINOAMERICANA
América Latina posee una importante industria de petróleo y gas, con algunos países exportadores y otros que
atienden su mercado interno. En el CUADRO A se presentan las cifras de reservas de petróleo y gas convencionales a
2012 y en el CUADRO B las cifras de producción en el mismo año.
CUADRO A. Reservas y años de disponibilidad de petróleo y gas en América Latina [3]
Petróleo
País
Gas
Miles de millones de
barriles
Años de
disponibilidades
Miles de millones
de m3
Años de
disponibilidades
3
9
379
10
0,2
10
282
18
Brasil
14
14
417
29
Chile
0,2
24
96
67
Argentina
Bolivia
Colombia
2
6
134
12
Ecuador
7,2
39
8
33
México
10,4
10
491
10
Perú
0,6
10
353
31
Trinidad y Tobago
0,7
17
381
9
Venezuela
211
232
5.527
220
Resto de América
Latina
0,3
7
71
71
249,2
64
8.141
39
América Latina
CUADRO B. Producción de petróleo y gas en América Latina [3]
Petróleo
País
Argentina
Bolivia
Brasil
Chile
Gas
Millones de barriles
Miles de millones
USD
Miles de millones
de m3
Miles de millones
USD
264
28
39
10
21
2
16
4
968
102
15
4
6
1
1
0,4
Colombia
354
37
11
3
Ecuador
184
19
0,2
0,1
1.072
113
50
13
59
6
11
3
México
Perú
Trinidad y Tobago
Venezuela
Resto de América
Latina
América Latina
44
5
41
10
909
95
25
6
40
4
1
0,3
3.919
412
210
53
DOSSIER TECNOLÓGICO
Las cifras de producción de petróleo
ponen de manifiesto la relevancia
productiva de México, Brasil,
Venezuela, Colombia, Argentina y
Ecuador, en ese orden. En cuanto a
la producción de gas, los productores
más importantes son México, Trinidad
y Tobago, Argentina, Venezuela,
Bolivia y Brasil.
Es importante destacar el gran
potencial en gas de esquistos que
tiene la región, donde se encuentran
algunas de las reservas más grandes
del mundo. Además se están
descubriendo nuevas reservas en
México, Argentina, Colombia, Brasil,
Ecuador, Uruguay, Chile y Perú
(FIGURA A). Las reservas de gas de
esquistos técnicamente recuperables
de Argentina son las segundas más
grandes del mundo; las de México
ocupan el sexto puesto y las de Brasil
el décimo puesto.
FIGURA A. Reservas de gas de esquistos en América Latina [4]
La cuenca de Burgos en México es la extensión
de los esquistos de Eagle Ford de los EE. UU.
El potencial de gas de
esquistos de Colombia
atrajo un interés
significativo
Venezuela
11Tcf
Colombia
19 Tcf
Bolivia
48 Tcf
Paraguay
62 Tcf
Chile
64 Tcf
Argentina: la cuenca de
Neuquén es la más grande cuenca
de gas de esquistos del país y
podría satisfacer más del
50% de la demanda interna
Brasil
226 Tcf
Argentina
774 Tcf
Uruguay
21 Tcf
En Brasil, se está
perforando en la cuenca
de San Francisco que
tiene más de 350 Tcf
en potencial de gas
Por su parte, la industria regional
del acero ha tenido en cuenta
este mercado desde sus inicios
[4]. Hay plantas con foco en esta
industria, como los fabricantes de
tubos sin costura Tenaris Siderca
(Campana, Argentina); Tenaris Tamsa
(Veracruz, México); Vallourec (Belo Horizonte, Brasil) y Vallourec Sumitomo (Jeceaba, Brasil). Diversas empresas que
producen planchones y chapa laminada en caliente, a su vez, destinan una importante parte de su mix de producción
a este mercado, para la producción de tubos soldados: cabe mencionar a ArcelorMittal Lázaro Cárdenas (México),
ArcelorMittal Tubarão (Brasil), Ternium Siderar (Argentina) y Usiminas (Brasil) entre ellas.
Entre los desarrollos presentados recientemente con orientación a estos mercados, cabe mencionar:
• Aplicaciones de nanotecnología para tubos sin costura petroleros (Tenaris Siderca)[5].
• Mejora de la productividad en aceros API-X reduciendo la incorporación de hidrógeno en la fusión y afino [6].
• Desarrollo de aceros de bajo y muy bajo manganeso, resistentes a ambientes corrosivos, que gracias a sus
características de calidad y limpieza inclusionaria se han aplicado exitosamente en tubos soldados petrolíferos en el
golfo de México (ArcelorMittal Lázaro Cárdenas) [7].
• Desarrollo de acero API 5L X65 sour service (servicio en ambientes ácidos-gas sulfuroso) para la producción de tubos
soldados en el proyecto off-shore Ruta 3, que une la cuenca de Campos al Complejo Petrolífero de Río de Janeiro
(COMPERJ) (Usiminas, Tenaris y Petrobras) [7].
• Desarrollo de acero API 5L X70 sour service para la parte on-shore del proyecto Ruta 3, en fase de implantación, por
las mismas empresas [7].
• Mejoras en la colada continua de palanquillas redondas para disminuir defectos en los tubos sin costura laminados
(Vallourec Tubos Brasil) [8].
• Diversos trabajos relacionados con la puesta en marcha de la planta de Vallourec Sumitomo (defosforación en el
horno eléctrico, absorción de nitrógeno en el proceso, refractarios de colada continua) [9-11].
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