Aa es-hanse. corrosión galvánica- efecto electrolítico en mecha de timón.
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...
181
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS “ANÁLISIS TÉCNICO PARA DETERMINAR LOS MÉTODOS DE CONTROL DE CORROSIÓN EN LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO DEL CAMPO EDÉN-YUTURI” TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGA DE PETRÓLEOS KARINA MAGALY PARRA CACUANGO DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS Quito, Enero 2013
Transcript of UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
“ANÁLISIS TÉCNICO PARA DETERMINAR LOS MÉTODOS DE
CONTROL DE CORROSIÓN EN LOS TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE CRUDO DEL CAMPO EDÉN-YUTURI”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE TECNÓLOGA DE PETRÓLEOS
KARINA MAGALY PARRA CACUANGO
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS
Quito, Enero 2013
© Universidad Tecnológica Equinoccial.2012
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo KARINA MAGALY PARRA CACUANGO, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
_________________________
Karina Magaly Parra Cacuango
C.I.1724436181
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis Técnico para
Determinar los Métodos de Control de Corrosión en los Tanques de
Almacenamiento de Crudo del Campo Edén-Yuturi” que, para aspirar al
título de Tecnóloga en Petróleos fue desarrollado por Karina Magaly Parra
Cacuango, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la
Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de
Trabajos de Titulación artículos18 y 25.
___________________
Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc.
DIRECTOR DELTRABAJO
C.I. 1705134102
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a Dios por protegerme durante todo mi camino y darme fuerzas para
superar todos los obstáculos y las dificultades a lo largo de toda mi vida.
A mis padres José y María, quienes con su confianza y comprensión me han
demostrado su amor, corrigiendo mis faltas y celebrando mis triunfos. Gracias
por los sacrificios y la paciencia que han demostrado en todos estos años.
Agradezco a mis hermanos por ser mi motivación para poder afrontar los retos
que se me han presentado a lo largo de mi vida
A mi profesor, director y tutor de tesis Ing. Fausto Ramos, quién con sus
conocimientos, sus orientaciones y su motivación ha sido fundamental para mi
formación profesional.
Gracias a todas las personas que ayudaron directa o indirectamente en la
realización de este trabajo.
DEDICATORIA
Dedico este trabajo principalmente a Dios, por haberme dado la vida y
permitirme el haber llegado hasta este momento tan importante de mi formación
profesional.
A mis padres, por ser el pilar más importante en mi vida y por demostrarme
siempre su cariño, apoyo incondicional y confianza, lo que me ha ayudado a
salir adelante en los momentos más difíciles.
A mis hermanos por compartir momentos significativos conmigo y por siempre
estar dispuestos a escucharme y ayudarme en cualquier momento.
Finalmente a todas las personas que creyeron en mí y me dieron un consejo en
el momento indicado, para lograr crecer como persona y como profesional.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PAGINA
RESUMEN xvi
ABSTRACT xviii
1. INTRODUCCIÓN 1
1.1. OBJETIVOS 3
1.1.1. OBJETIVO GENERAL 3
1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 3
2. MARCO TEÓRICO 6
2.1 CORROSIÓN 6
2.1.1 CICLO ENERGÉTICO DEL ACERO 7
2.1.2 SERIE GALVÁNICA DE LOS ELEMENTOS 8
2.1.3 CELDA DE CORROSIÓN 9
2.1.4 CAUSAS PRINCIPALES DE LA CORROSIÓN 12
2.1.4.1 Composición química del agua 13
2.1.4.2 Concentración de gases disueltos en el agua 14
2.1.4.3 Oxígeno Disuelto 15
2.1.4.4 Dióxido de Carbón Disuelto 16
2.1.4.5 Ácido Sulfhídrico Disuelto 18
2.1.5 FACTORES QUE INFLUYEN EN EL PROCESO DE CORROSIÓN 20
2.1.5.1 Temperatura 21
2.1.5.2 Presión 22
2.1.5.3 Velocidad 22
2.1.5.4 Factores que afectan la velocidad de corrosión 23
ii
2.1.5.5 pH 23
2.1.5.6 Humedad 23
2.1.5.7 Esfuerzos de tensión 24
2.1.6 TIPOS DE CORROSIÓN 24
2.1.6.1 Corrosión uniforme 25
2.1.6.2 Corrosión localizada 25
2.1.6.3 Corrosión combinada con otros fenómenos 28
2.1.6.4 Corrosión por bacterias 29
2.1.7 MONITOREO DE LA CORROSIÓN 30
2.1.7.1 Métodos directos 30
2.1.7.2 Métodos indirectos 30
2.1.8 CONTROL DE LA CORROSIÓN 35
2.1.8.1 Protección Catódica 36
2.1.8.2 Recubrimientos y revestimientos 42
2.1.8.3 Inhibidores de corrosión 43
2.1.8.4 Selección de materiales 45
2.2 TANQUES DE ALMACENAMIENTO 46
2.2.1 TIPOS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO 46
2.2.1.1 Tanques cilíndricos horizontales 46
2.2.1.2 Tanques cilíndricos verticales de fondo plano 46
2.2.1.3 Tanques esféricos 55
2.2.2 CORROSIÓN EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO 56
2.2.3 PROTECCIÓN CATÓDICA EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO 58
2.2.3.1 Normas 58
2.2.3.2 Normas y códigos para el diseño, cálculo y construcción de los
tanques de almacenamiento. 58
iii
2.2.3.3 Inspección de tanques según la norma API 653 60
2.2.4 PROTECCIÓN CATÓDICA EXTERNA EN FONDOS DE TANQUES
DE ALMACENAMIENTO 61
2.2.4.1 Criterios para sistemas de protección Catódica 61
2.2.4.2 Mediciones de Potencial 62
2.2.4.3 Criterios para la prevención de la corrosión en Tanques de
Almacenamiento 62
2.2.4.4 Sistemas de Protección Catódica para tanques de almacenamiento 63
2.2.4.5 Factores que afectan la protección catódica 65
2.2.4.6 Reemplazo de fondos de tanques 65
2.2.4.7 Métodos para reducir la corrosión en los tanques de
almacenamiento 67
3. METODOLOGÍA 69
3.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO EDÉN YUTURI 69
3.2 DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN 71
3.2.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO 72
3.3 MÉTODOS DE CONTROL Y MONITOREO DE LA CORROSIÓN EN
TANQUES DE ALMACENAMIENTO 76
3.3.1 SELECCIÓN DEL MATERIAL 76
3.3.2 CONSIDERACIONES DE DISEÑO 79
3.3.2.1 Placas anulares 79
3.3.2.2 Diseño del cuerpo 80
3.3.2.3 Entradas de hombre (manholes) 80
3.3.2.4 Boquillas en los anillos y bridas 81
3.3.2.5 Puertas de Limpieza 81
3.3.2.6 Tratamiento térmico de alivio de tensiones 82
3.3.2.7 Refuerzos contra vientos 83
iv
3.3.2.8 Techos y cubiertas 83
3.3.2.9 Carga de viento y estabilidad de vuelco 84
3.3.2.10 Montaje de tanques 85
3.3.2.11 Prueba hidrostática 86
3.3.2.12 Reparaciones 87
3.3.3 PROTECCIÓN CATÓDICA 87
3.3.3.1 Mecanismos de corrosión 90
3.3.3.2 Método de protección catódica 90
3.3.3.3 Diseño de sistema de protección catódica 93
3.3.4 SOBREPROTECCIÓN O RECUBRIMIENTOS 98
3.3.4.1 Componentes del sistema de protección catódica por corriente
impresa 100
3.3.4.2 Backfill o Activador 103
4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 105
4.1 Cálculo de la protección y distribución de los ánodos 105
4.2 Cálculo para la capacidad de un tanque 106
4.2.1 MEDICIÓN DE ESPESORES MÍNIMOS 107
4.2.1.1 Medidor de espesores DMS 2 107
4.2.1.2 Cálculo de espesor mínimo requerido para paredes 110
4.2.1.3 Cálculo de espesor mínimo requerido para fondos 114
4.2.2 CÁLCULO DE LA VELOCIDAD DE CORROSIÓN EN TANQUES 115
4.2.2.1 Cálculo de la vida útil estimada para tanques 117
4.2.3 CÁLCULOS DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA POR
CORRIENTE IMPRESA 118
4.2.3.1 Datos de Ánodos (Ferrosilicio) 118
4.2.3.2 Área a proteger 119
v
4.2.3.3 Cálculo de la corriente necesaria o requerida para el sistema 121
4.2.3.4 Cálculo de la masa anódica requerida 121
4.2.3.5 Cálculo del número de ánodos requeridos 122
4.2.3.6 Resistencia de un ánodo con relleno 123
4.2.3.7 Voltaje de Salida del Rectificador 124
4.2.3.8 Capacidad del Transformador 125
4.2.4 MONITOREO DE CORROSIÓN 127
4.2.4.1 Conteo de hierro para determinar la perdida de hierro en el tanque 128
4.2.4.2 Probeta para medir velocidades de corrosión instantáneas 129
4.2.5 EVALUACIÓN DE CUPONES DE CORROSION EN TANQUES DE
ALMACENAMIENTO 130
4.2.6 EVALUACIÓN BACTERIOLÓGICA 132
4.2.7 MEDICIÓN DE POTENCIAL 133
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 135
5.1 CONCLUSIONES 135
5.2 RECOMENDACIONES 137
GLOSARIO 138
BIBLIOGRAFÍA 140
vi
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Tabla de la Serie de Fuerza Electromotriz de los
………Metales 8
Tabla 2. Comparación de MPY con equivalentes de velocidad
………en unidades métricas 33
Tabla 3. Cálculo de vida útil de ánodos 38
Tabla 4. Ánodos Galvánicos y su campo de aplicación 39
Tabla 5. Moléculas que componen un inhibidor de corrosión 44
Tabla 6. Comparación de los diferentes métodos de control 69
Tabla 7. Aleación de las planchas metálicas 79
Tabla 8. Límites de refuerzos de soldaduras 85
Tabla 9. Clasificación general de resistividad 89
Tabla 10. Espesores mínimos para diversos esquemas de pintado
……….resistentes a un potencial de -900 mV vs. Ag/AgCl 99
Tabla 11. Características principales de los ánodos usados en
………..la corriente impresa 102
vii
Tabla 12. Características del Backfill 104
Tabla 13. Espesores mínimos para tanques de capacidades
………..diferentes 113
Tabla 14. Mínimos espesores en placas para fondo de tanques 115
Tabla 15. Resumen de resultados 126
Tabla 16. Evaluación de cupones 131
Tabla 17. Velocidad de corrosión en cupones 131
Tabla 18. Cultivo de bacterias sulfato-reductoras (colonia de
………. bacteria /ml) 133
Tabla 19. Cultivo de bacterias totales (colonia de bacteria /ml) 133
Tabla 20. Medición de amperaje y potencia 134
viii
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Ciclo energético del Acero 7
Figura 2. Corrosión del acero 11
Figura 3. Celda de corrosión 12
Figura 4. Comparación de gases comunes en soluciones de agua 14
Figura 5. Efecto en metales por la presencia de oxígeno 16
Figura 6. Corrosión causada por CO2 17
Figura 7. Corrosión causada por H2S 19
Figura 8. Corrosión en techos de tanques 20
Figura 9. Efecto de la temperatura en la velocidad de corrosión 21
Figura 10. Corrosión por picadura 26
Figura 11. Corrosión en grietas 27
Figura 12. Cupones de corrosión 31
ix
Figura 13. Evaluación de cupones 33
Figura 14. Probeta de resistencia a la polarización 35
Figura 15. Protección catódica en un tanque de almacenamiento 37
Figura 16. Corriente impresa en tanques 40
Figura 17. Ánodos colocados en forma concentrada 41
Figura 18. Mecanismo de inhibición de una superficie metálica cubierta
por productos de corrosión 43
Figura 19. Tanque de techo fijo 47
Figura 20. Tanques de techo fijo soportado 48
Figura 21. Estructura de tanque de techo fijo auto-soportado 49
Figura 22. Tanque de tapa cóncava 50
Figura 23. Esquema de tanque de techo flotante cilíndrico 51
Figura 24. Tanque Techo Flotante Externo 52
Figura 25. Tipos de tanques de techo flotante externo 53
Figura 26. Tanque de techo flotante interno 54
x
Figura 27. Tanques esféricos 56
Figura 28. Zonas de corrosión de un tanque de almacenamiento 58
Figura 29. Reemplazo del fondo de tanque viejo 66
Figura 30. Ubicación geográfica 70
Figura 31. Distribución de islas de producción y central de proceso de
campo EPF 70
Figura 32. Facilidades de producción bloque 15 72
Figura 33. PADS 73
Figura 34. Separador trifásico 74
Figura 35. Deshidratador electrostático 74
Figura 36. Tanques de almacenamiento de crudo 75
Figura 37. Sala de control 76
Figura 38. Refuerzos estructurales 82
Figura 39. Deformación por carga de viento 85
xi
Figura 40. Esquema de un área de protección catódica 88
Figura 41. Esquema de ubicación de ánodos de sacrificio 91
Figura 42. Instalación vertical de ánodos de sacrificio 92
Figura 43. Instalación de nuevos ánodos de sacrificio
………..horizontalmente 94
Figura 44. Medición del potencial catódico del metal 95
Figura 45. Instalación de un ánodo de sacrificio 95
Figura 46. Medición del potencial del sistema de protección
………..instalado 96
Figura 47. Instalación del sitio de monitoreo 96
Figura 48. Protección Catódica 97
Figura 49. Colocación de Carbón 97
Figura 50. Instalación del ánodo 98
Figura 51. Cable portador de la corriente 103
Figura 52. Medidor de espesores DMS 2 108
xii
Figura 53. Ánodo de sacrificio en la bota de recolección de
………..agua del fondo del tanque 123
Figura 54. Porta cupones 127
Figura 55. Cupones de Corrosión 127
Figura 56. Probeta MICROCOR 129
Figura 57. Transmisor en un accesorio de acceso 130
Figura 58. Evaluación de mediciones de corrosión 132
xiii
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINA
Ecuación [2.1] Reacción de Oxidación 9
Ecuación [2.2] Reacción Catódica 10
Ecuación [2.3] Reacción Catódica en aguas ácidas 10
Ecuación [2.4] Reacción Catódica en aguas alcalinas 10
Ecuación [2.5] Semi-reacción de Oxidación 15
Ecuación [2.6] Dióxido de Carbono disuelto en agua para formar
............................ácido carbónico 16
Ecuación [2.7] Reacción del ácido carbónico con el hierro 17
Ecuación [2.8] Presión Parcial 18
Ecuación [2.9] Sulfuro de hierro producto de la corrosión por ácido
sulfhídrico 19
Ecuación [2.10] Velocidad de corrosión generalizada 32
Ecuación [2.11] Velocidad de corrosión localizada 32
Ecuación [2.12] Evaluación de cupones 32
Ecuación [2.13] Tiempo de vida del ánodo galvánico 38
Ecuación [5.1] Capacidad de un tanque 105
Ecuación [5.2] Espesor mínimo requerido para paredes 110
xiv
Ecuación [5.3] Máxima longitud vertical .112
Ecuación [5.4] Espesor mínimo remanente 114
Ecuación [5.5] Velocidad de corrosión 115
Ecuación [5.6] Vida útil estimada para tanques 117
Ecuación [5.7] Área a proteger 119
Ecuación [5.8] Área del círculo 120
Ecuación [5.9] Corriente requerida para el sistema 121
Ecuación [5.10] Masa anódica requerida 121
Ecuación [5.11] Número de ánodos requeridos 122
Ecuación [5.12] Resistencia de un ánodo con relleno .123
Ecuación [5.13] Voltaje de salida del rectificador 124
Ecuación [5.14] Resistencia total del circuito 124
Ecuación [5.15] Capacidad del transformador 125
Ecuación [5.16] Porcentaje de protección 128
xv
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
Anexo 1. Technical Specifications Painting And Coatings 142
xvi
RESUMEN
El presente trabajo trata sobre el análisis de los procedimientos, de diseño,
monitoreo y control de la corrosión en los tanques de almacenamiento de crudo
tratado en las Facilidades de Producción del campo Edén-Yuturi.
La corrosión es el proceso mediante el cual, los metales se deterioran por la
acción del medio donde se encuentran. Se necesitan varios elementos para que
la corrosión ocurra, un ánodo que es la zona que sufrirá corrosión, un cátodo
que es el sitio al cual, llega la corriente proveniente del suelo y que también se
protege de la corrosión. Un medio corrosivo que es el sitio donde se encuentra
la estructura. Finalmente se requiere de una corriente eléctrica y un conductor
eléctrico, que generalmente es la estructura.
Un equipo protegido adecuada y técnicamente puede llegar a tener un
promedio de vida útil de 25 años o más, pero en caso contrario su vida útil
puede reducirse a un año o sólo meses, incidiendo en la economía de la
producción.
Dentro de los métodos protectores podemos encontrar principalmente dos:
sistemas de recubrimiento y sistemas de protección catódica, estos se
complementan uno con el otro.
El método mayormente utilizado es la protección catódica, debido a los buenos
resultados obtenidos; de este método existen dos sub-clasificaciones, la
protección catódica por ánodos de sacrificio y la protección catódica por
corriente impresa. El sistema de ánodos es un sistema donde se protegerá la
estructura sacrificando otra (los ánodos), creando una pila de corrosión donde
el cátodo será la estructura protegida y el ánodo un electrodo especial
enterrado a cierta distancia de la estructura en contacto con el medio corrosivo.
xvii
El sistema de corriente impresa funciona bajo el mismo principio con la
diferencia que la corriente de protección catódica se obtiene de una fuente
externa de C.D.
Dentro del diseño y aplicación de los sistemas de protección catódica, se
manejan diferentes conceptos. Para tanques de almacenamiento se usan dos
criterios principalmente, un potencial negativo de 850 mV de C.D. mínimo, con
corriente catódica de protección aplicada, y el segundo un potencial negativo
mínimo de 100 mV de C.D. de polarización entre el fondo metálico del tanque y
el electrolito.
Los procedimientos que se realizan en el EPF son los correctos y permiten que
los actuales tanques de almacenamiento de crudo hayan trabajado
adecuadamente durante los primeros 12 años y se estima una prolongación de
10 años más.
xviii
ABSTRACT
The present work treats on the analysis of the procedures, of design, monitoring
and control of the corrosion in the tanks of storage of crude oil treated in the
Facilities of Production of the field Edén-Yuturi.
The corrosion is the process by means of which, the metals deteriorate for the
action of the way where they are. Several elements are needed in order that the
corrosion happens, an anode that is the zone that will suffer corrosion, a
cathode that is the site to which, the current from the soil comes and that also is
protected from the corrosion. A corrosive way that is the site where one finds the
structure. Finally there is needed of an electrical current and an electrical driver,
that generally it is the structure.
A protected equipment adapted and technically it can manage to have an
average of useful life of 25 years or more, but in opposite case his useful life can
diminish to one year or only months, affecting in the economy of the production.
Inside the protective methods we can find principally two: systems of covering
and cathodic protection systems, these are complemented with each other.
The method mainly used is the cathode protection, due to the good obtained
results; of this method two sub classifications exist, the cathode protection for
anodes of sacrifice and the cathode protection for printed current. The system of
anodes is a system where the structure will be protected sacrificing other one
(the anodes), creating a battery of corrosion where the cathode will be the
protected structure and the anode a special electrode buried to certain distance
of the structure in touch with the corrosive way. The impressed current system
operates under the same principle with the difference that the cathodic
protection current source is obtained from an external C.D.
xix
Inside the design and application of the systems of cathode protection, they
handle different concepts. For tanks of storage two criteria are used principally,
a negative potential of 850 mV of minimal C.D., by cathode current of applied
protection, and second a negative minimal potential of 100 mV of C.D. of
polarization between the metallic bottom of the tank and the electrolyte.
The procedures that are realized in the EPF are the correct ones and allow that
the current tanks of storage of crude oil should have worked adequately during
the first 12 years and there is estimated a prolongation of 10 more years.
INTRODUCCIÓN
1
1. INTRODUCCIÓN
La corrosión es uno de los principales problemas que causan pérdidas
económicas en el ámbito industrial. La industria petrolera no está exenta de
este fenómeno, debido a que la pérdida de una pequeña porción de material
representa una pérdida anual, por el efecto de la corrosión en tanques, tuberías,
codos, empaques y en cualquier otro material metálico que se encuentre en
contacto con un medio agresivo.
Se entiende por corrosión la interacción de un metal con el medio que lo rodea,
produciendo el consiguiente deterioro en sus propiedades tanto físicas como
químicas. La característica fundamental de este fenómeno, es que sólo ocurre
en presencia de un electrolito, ocasionando regiones plenamente identificadas,
llamadas anódicas y catódicas: una reacción de oxidación es una reacción
anódica, en la cual los electrones son liberados dirigiéndose a otras regiones
catódicas. En la región anódica se producirá la disolución del metal (corrosión)
y, consecuentemente en la región catódica la inmunidad del metal.
El mantenimiento para la conservación de los tanques de almacenamiento de
crudo es sumamente importante dentro de las distintas actividades que lleva a
cabo la industria petrolera, lo que involucra establecer un programa de atención
en todos los aspectos inherentes y debido a que existen muchas formas de
corrosión que pueden dañarlos, la protección contra la corrosión exterior de los
tanques se lleva a cabo mediante un sistema de protección catódica por ánodos
de sacrificio y con corriente impresa para controlar los efectos más comunes
relacionados tanto al exterior, como al interior y fondo de un tanque. También
se aplica métodos de protección como son los recubrimientos e inhibidores de
corrosión, con el propósito de extender la vida de los tanques.
2
FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
La corrosión es un proceso físico-químico (electroquímico) que afecta a todos
los metales, especialmente aquellos de hierro y de manera irreversible por la
tendencia de todo metal a retornar a su estado original de oxidación.
Todos los equipos que se encuentran en contacto directo con cualquier tipo de
hidrocarburo están expuestos a sufrir cambios desfavorables en su estructura
metálica, debido a la presencia de impurezas que se encuentran en la
composición química del producto que sea almacenado en tanques u otros
recipientes similares, lo que puede provocar considerables pérdidas a la
empresa por los altos costos que representa la reparación o cambio de un solo
tanque de almacenamiento que no cuente con una adecuada protección
anticorrosiva.
JUSTIFICACIÓN
Todas las herramientas y equipos metálicos que se utilizan en la industria
petrolera para la producción, transporte o almacenamiento del crudo y sus
derivados se encuentran potencialmente expuestos a sufrir de corrosión, más
aún los tanques de almacenamiento de hidrocarburo, debido a que se
encuentran en contacto directo con el fluido, así como también se pueden ver
afectados por las condiciones ambientales a las que están expuestos.
Siendo la corrosión un proceso electroquímico, la presencia de agua es una de
las condiciones básicas para establecer un proceso de corrosión y
principalmente la composición química de ésta, y más aún, si existe la
presencia de gases disueltos en ella, específicamente Oxígeno, Dióxido de
Carbono y Sulfuro de Hidrógeno; y como sabemos el petróleo se produce
siempre conjuntamente con agua. A medida que los campos van envejeciendo,
3
la producción de agua con diferentes características es cada vez mayor. La
presencia de agua se manifiesta en el mismo pozo y durante todo el proceso de
separación del petróleo en las baterías de producción.
También hay que caracterizar los demás componentes de un fluido (crudo,
agua y gas) los cuales tienen elementos que contribuyen a la corrosión de los
tanques de almacenamiento.
Un equipo metálico con la debida protección anticorrosiva por diferentes medios
en la industria petrolera tiene una vida útil promedio de hasta 25 años. Por el
contrario, sin ninguna protección anticorrosiva su vida útil puede ser de 6
meses, provocando pérdidas económicas e impactos ambientales.
1.1. OBJETIVOS
1.1.1. OBJETIVO GENERAL
Determinar el estado actual de los tanques de almacenamiento de
hidrocarburos en el Centro de Facilidades del campo Edén-Yuturi y los
métodos de control de corrosión aplicados.
1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Identificar el tipo de tanque y el tipo de fluido almacenado, sus
características y tiempo de trabajo
Recolectar la información técnica de cada uno de los tanques de
almacenamiento.
4
Analizar el sistema de protección anticorrosivo aplicado en cada tanque y
evaluar en base a datos de campo su eficacia y eficiencia.
HIPÓTESIS
HIPÓTESIS GENERAL
Si no se caracteriza los fluidos almacenados en un tanque no se puede
determinar las causas de la corrosión y tampoco formular un tratamiento
adecuado para su control.
HIPÓTESIS ESPECÍFICO
Si se realiza un adecuado estudio de los parámetros que influyen de
manera negativa en los tanques de almacenamiento de crudo se podrá
controlar la corrosión.
Si se conocen las distintas formas de corrosión que pueden presentarse
en un metal se podrá tomar medidas preventivas contra la misma.
Si se protege adecuadamente los tanques de almacenamiento de crudo
se incrementará la vida útil del mismo.
VARIABLES
VARIABLE DEPENDIENTE
El tipo de material utilizado en la construcción de los tanques de
almacenamiento.
5
VARIABLE INDEPENDIENTE
Estudio del tipo de protección en los tanques de almacenamiento (ánodos de
sacrificio), así como también el mantenimiento y tiempo de construcción de
cada tanque de almacenamiento.
MARCO TEÓRICO
6
2. MARCO TEÓRICO
2.1. CORROSIÓN
La corrosión es definida como el deterioro de un material (usualmente un metal)
o de sus propiedades debido a una reacción con su medio ambiente.
En la industria petrolera podemos ser más específicos y decir que la corrosión
es la destrucción del metal por reacción química o electroquímica con un
ambiente determinado.
Otra definición explica que la corrosión es el proceso de regreso del metal a su
estado natural. Como se conoce muchos metales se encuentran naturalmente
en la forma de óxidos o sales. Por ejemplo el hierro se encuentra en su forma
natural como óxido rojo (hematita), con la fórmula Fe2O3. La hematita, una de
las formas minerales del hierro, es convertida en hierro metálico en las
siderúrgicas, con fuerte aplicación de energía (en hornos de alta temperatura, a
1500 ºC). La energía acumulada como resultado de éste proceso es la fuerza
que facilita la reacción del metal con cualquier elemento que lo lleve a su estado
natural de tensión interna menor.
En otras palabras, mayoría de los metales son termodinámicamente inestables
y tienden a buscar un estado de menor energía, que es un óxido o algún otro
compuesto. El proceso por el cual los metales se convierten a óxidos de baja
energía se llama corrosión.
La corrosión de materiales es más común en temperaturas cercanas al
ambiente se produce en solución acuosa y están en la naturaleza
7
electroquímica. El medio acuoso es también referido como el electrolito y, en el
caso de los subterráneos la corrosión, es la tierra húmeda.
2.1.1. CICLO ENERGÉTICO DEL ACERO
Todos los metales no requieren la misma cantidad de energía para ser
convertidos a la forma metálica, por ello existen metales que tienen menor
energía interna y no tiende a regresar con mucha intensidad a su estado natural
y en consecuencia, presentan menores tendencias a corroerse. Otros presentan
una gran tendencia a regresar a su forma natural y por tanto gran tendencia a
corroerse; según Ramos, la Figura 1 muestra el ciclo del acero.
Figura 1 Ciclo energético del Acero
(Ramos. 2010)
8
2.1.2. SERIE GALVÁNICA DE LOS ELEMENTOS
La corrosión en presencia de agua es un proceso electroquímico que supone
flujo de corriente impulsado por una fuerza o fuente de voltaje y un circuito
eléctrico. Pues bien, la magnitud de la fuerza interna o voltaje generados
cuando el metal se pone en contacto con agua se denomina potencial del metal.
Se puede observar que de acuerdo a Roberge, en la Tabla 1 se indican los
potenciales de los diferentes metales y que está relacionada a la energía
liberada cuando el metal se corroe. Esta Tabla está referida al electrodo
estándar de Hidrógeno. Estos valores de potencial dependen principalmente de
cada metal y en menor grado de las características físicas y químicas del agua.
El valor absoluto del potencial electromotriz depende además en menor grado
de la composición, del agua, de la temperatura, velocidades de flujo, etc., sin
embargo sus valores son similares para las aguas de mayor interés.
Tabla 1. Tabla de la Serie de Fuerza Electromotriz de los Metales
Energía para refinar
Metal Potencial (Volts)*
Tendencia a corroerse
Más energía
Menos energía
Magnesio Aluminio Zinc Hierro Estaño Plomo Hidrógeno Cobre Plata Platino Oro
-2.37 -1.66 -0.76 -0.44 -0.14 -0.13 0.00
+0.34 a +0.52 +0.80 +1.20
+1.58 a +1.68
Mayor
Menor
Pierre Roberge, (2000)
Cuanto más bajo (negativo) sea el potencial de un metal, más fácilmente
resultará corroído; del mismo modo cuando mayor sea la diferencia de potencial
entre los dos metales en contacto, tanto mayor será la corrosión galvánica
9
producida entre ambos, siempre en perjuicio del de menor potencial. Esta es la
razón por la cual el Oro y el Platino se encuentran comúnmente en la naturaleza
en estado puro, mientras que el Hierro, Aluminio y Magnesio se encuentran en
estado combinado y generalmente como óxidos.
2.1.3. CELDA DE CORROSIÓN
Para que el proceso de corrosión se active, se requiere la existencia de un
circuito eléctrico el cual está formado por 4 elementos, considerados
indispensables en un proceso de corrosión:
1. Ánodo
2. Cátodo
3. Puente metálico
4. Electrolito
ÁNODO: Representa la parte de la superficie metálica que resulta
corroída, ó el área donde el metal se “disuelve”. El metal al disolverse
pasa a la fase de agua en forma de ion, perdiendo electrones, la reacción
electroquímica es la siguiente:
Reacción - Oxidación
Fe Fe++ + 2e- [2.1]
La pérdida de electrones (con carga negativa) convierte al metal en un ion con
cargas positivas. La pérdida de electrones se denomina oxidación.
10
CÁTODO: Representa la parte de la superficie metálica que no se
disuelve. También, al igual que en el ánodo, allí se lleva acabo otra
reacción electroquímica necesaria para que el proceso de corrosión
prosiga. Los electrones producidos en el ánodo, se trasladan a través
del metal hacía el cátodo donde son consumidos por reacción con un
agente oxidante presente en el agua:
2H+ + 2e- H2 [2.2]
Iones electrones hidrógeno
Hidrógeno gaseoso
Si otro elemento oxidante, como por ejemplo el oxígeno, está presente en el
agua, hay dos reacciones posibles:
O2 + 4H+ + 4e- 2H2O (En aguas ácidas) [2.3]
O2 + 2H2O + 4e- 4(OH)- (En aguas alcalinas) [2.4]
11
CORROSION del ACERO
PIEZA DE METALEN SECO
Fe3C
Fe
Fe3C
Fe
2H+ + 2e H2
Fe Fe++ + 2e
Flujo de electrones
ANODO
CATODO
AGUA DE MAR
ACERO AL
CARBONACERO AL
CARBON
Flujo de Corriente
e
PIEZA DE SUMERGIDA EN AGUA DE MAR
Figura 2 Corrosión del acero
(Ramos, 2010)
En resumen la reacción química en el ánodo produce electrones y la reacción
química en el cátodo consume éstos electrones. Los electrones viajan a través
del metal, desde el ánodo al cátodo, a través de un puente metálico que
representa el tercer elemento del circuito eléctrico, como se muestra en la
Figura 2, según Ramos.
PUENTE METÁLICO: Es el puente de circulación de electrones. Los
electrones viajan del ánodo al cátodo la corriente eléctrica generada lo
hace en sentido inverso.
EL ELECTROLITO: Está representado por la solución que cubre el
ánodo y cátodo o la fase acuosa, la misma que debe ser eléctricamente
conductora; es decir tener una cantidad de sales disueltas (electrolito), a
12
mayor concentración de sales disueltas, mayor capacidad conductiva del
agua.
El sistema formado por los cuatro elementos se denomina una celda
electroquímica o celda de corrosión. De acuerdo a Ramos en la figura 3 se
puede apreciar el diagrama sencillo de una celda de corrosión. Las pilas que
utilizamos en nuestras linternas, son celdas de corrosión, donde un ánodo
fabricado de zinc o cobre, se disuelve generando un flujo de electrones o
corriente eléctrica necesaria para mantener el foco de la linterna encendido.
Figura 3. Celda de corrosión
(Ramos, 2010)
2.1.4. CAUSAS PRINCIPALES DE LA CORROSIÓN
Siendo la corrosión un proceso electroquímico, la presencia de agua es una de
las condiciones básicas para establecer un proceso de corrosión y
principalmente la composición química de ésta, y más aún, la presencia de
gases disueltos en ella, específicamente Oxígeno, Dióxido de carbono y Sulfuro
de Hidrógeno
13
El petróleo se produce siempre con agua. A medida que los campos van
envejeciendo, la producción de agua con diferentes características es cada vez
mayor. La presencia de agua se manifiesta en el mismo pozo y durante todo el
proceso de separación del petróleo en las baterías de producción.
2.1.4.1. Composición química del agua
Cuando consideramos las características del agua y cómo ellas afectan el
proceso de corrosión existe dos factores importantes. La primera es la
conductividad, o capacidad del agua para transportar la electricidad y que
depende de la concentración de sales disueltas en ella. A mayor cantidad de
sales disueltas, mayor capacidad para transportar rápidamente la corriente. El
otro factor importante es la concentración de gases disueltos o agentes
oxidantes, los cuales son la causa principal de corrosión en un sistema. En los
campos petroleros, los principales agentes son el oxígeno y gases que generan
acidez: Dióxido de carbono (CO2) que genera ácido carbónico (H2CO3) y ácido
sulfhídrico (H2S), que se disuelve y disocia en el agua. Ambos tienen la facultad
de atacar directamente al acero para formar carbonato de hierro y sulfuro de
hierro.
Es importante indicar que para que exista un proceso de corrosión, ambos
factores deben estar involucrados. Podemos tener por ejemplo aguas con alta
concentración de sales disueltas (alta conductividad), pero si no hay presencia
de agentes oxidantes, no tendremos corrosión en el sistema. La situación
inversa: agua no conductora (0 de conductividad), el caso del agua pura por
ejemplo, con presencia de agentes oxidantes causará corrosión por acción
directa de agente oxidante.
14
El efecto perjudicial de la conductividad es sólo su capacidad de transportar
iones o corriente eléctrica acelerando el proceso de corrosión. Aguas con baja
conductividad y alta concentración de gases disueltos generarán alta corrosión
en el sistema. Este fenómeno se aprecia en la figura 4, según Ramos.
CORROSIVIDAD COMPARATIVA DE TRES GASES CORROSIVIDAD COMPARATIVA DE TRES GASES
COMUNES EN SOLUCIONES DE AGUACOMUNES EN SOLUCIONES DE AGUA
0
100
200
300
400
500
600
2 5 10 15 20 25
Veloc. de Corrosión, mpy's
Co
nc.
de g
as
en
el
ag
ua
, p
pm
OXIGENO CO2 H2S
Figura 4. Comparación de gases comunes en soluciones de agua
(Ramos, 2010)
2.1.4.2. Concentración de gases disueltos en el agua
La influencia directa en la concentración de gases oxidantes, especialmente el
H2S y CO2 puede medirse por determinación del pH del agua, el cual se
describe en los análisis básicos del agua.
Dada la importancia operativa y económica de los problemas de corrosión, para
realizar un estudio de prevención efectivo, es necesario cuantificar la presencia
de éstos gases y conocer bien sus mecanismos de acción.
15
2.1.4.3. Oxígeno Disuelto
Es el agente oxidante más agresivo, ya que puede causar gran corrosión a
concentraciones muy bajas: < 1.0 ppm. Si cualquiera ó ambos de los otros dos
agentes CO2 y H2S están presentes, el oxígeno aumentará su grado de
agresividad. El oxígeno acelera la corrosión en toda circunstancia debido a su
alto poder oxidante (gran potencial electroquímico) y capacidad para
combinarse fácilmente con los electrones liberados en el cátodo. El grado de
corrosión dependerá sólo de la velocidad de difusión del oxígeno hacía el
cátodo. El mecanismo de acción es el siguiente:
Fe Fe+2 + 2e- [2.5]
O2 + 2H2O + 4e- 4(OH)- [reacción catódica en aguas alcalinas]
Los productos de la reacción conllevan a la formación de hidróxido de hierro [Fe
(OH)3], el cual al acumularse en la superficie del metal, forma una barrera que
puede frenar el proceso de corrosión (Efecto de pasivación). Sin embargo si
existe alta concentración de cloruros en el agua, (aguas de alta salinidad ó
conductividad), el hierro se re-disuelve como cloruro de hierro (FeCl3) y la
velocidad de corrosión aumentará. De acuerdo a Ramos el efecto de la
presencia de Oxígeno se indica en la figura 5.
16
Figura 5. Efecto en metales por la presencia de oxígeno
(Ramos, 2010)
2.1.4.4. Dióxido de Carbón Disuelto
El dióxido de carbón, es probablemente el agente oxidante más común en la
producción petrolera y se encuentra presente en casi todas las áreas conocidas
por que es parte del proceso de formación del petróleo en los reservorios.
El Dióxido de Carbón se disuelve en el agua para formar el ácido carbónico,
que reduce el pH del agua y aumenta la corrosión por ataque directo a las
superficies metálicas de los equipos.
El mecanismo de acción es el siguiente:
CO2 + H2O H2CO3 [2.6]
CORROSIÓN POR O2
CARACTERIZADA POR PITS DE AMPLIA
BASE, DE BORDES MODERADOS Y
FONDOS CONTENIENDO DEPOSITOS
DE Fe2O3
CORROSIÓN POR CO2
ACELERADA POR O2
LA MORFOLOGIA ES UN PROMEDIO DE
AMBOS TIPOS DE ATAQUE PERO LA
PROFUNDIZACIÓN DEL PIT ES MUCHO
MÁS RÁPIDA Y CATASTRÓFICA
17
Fe + H2CO3 Fe2CO3 + H2 [2.7]
El tipo de corrosión causada por el ácido carbónico es de tipo picadura (muy
localizada) y se conoce como corrosión dulce, (sweet corrosión). Los principales
factores que gobiernan la corrosión por CO2 son la presión, temperatura y
composición química del agua. La consecuencia del CO2 puede observarse en
la figura 6, de acuerdo a Ramos.
Figura 6. Corrosión causada por CO2
(Ramos, 2010)
En términos generales, a mayor presión del sistema, mayor cantidad de CO2
disuelto y consecuentemente mayor corrosión (menor pH en el agua). A mayor
temperatura se reduce la solubilidad del CO2 disuelto, por consiguiente menor
corrosión (mayor pH en el agua).
CORROSICORROSIÓÓN POR CON POR CO22
CARACTERIZADA POR PITS INTERCONECTADOS, CON PAREDES
ESCARPADAS Y BORDES ASERRADOS. FONDOS REDONDEADOS CON
PRESENCIA DE PRECIPITADO BLANCO, GRIS Ó NEGRO QUE REACCIONA
CON HCl Y SIN OLOR
18
Finalmente la presencia de una mayor cantidad de sales en el agua, puede
atenuar la reducción del pH, pero también aumentar el grado de conductividad
iónica. Ello depende del tipo de componentes en el agua.
La presión parcial del CO2 se puede utilizar para predecir el grado de
corrosividad de un determinado sistema. Para ello necesitamos conocer la
concentración de CO2 en el gas y la presión total a la cual se encuentra un
sistema determinado mediante la siguiente ecuación:
Presión Parcial = Presión Total * fracción molar de CO2 en el gas [2.8]
2.1.4.5. Ácido Sulfhídrico Disuelto
El ácido sulfhídrico (H2S), es un gas que se encuentra en áreas determinadas,
pero en mayor ó menor concentración. El H2S se disuelve fácilmente en el
agua, en condiciones normales y actúa como un ácido débil.
Igualmente, la corrosión causada por el ácido sulfhídrico H2S es del tipo de
picadura (altamente localizada) y se conoce generalmente como “corrosión
agria” (Sour Corrosion), cuando la concentración del H2S en el gas es mayor de
10 ppm. Cuando es menor de 5 ppm se denomina dulce.
Cuando en un sistema existen los dos gases: H2S y CO2, la corrosión es más
intensa y si se suma a esto la presencia de oxígeno, la velocidad de corrosión
aumenta a niveles dramáticos. El H2S también puede generarse por actividad
microbiológica, específicamente por una bacteria denominada sulfato-reductora
y que actúa convirtiendo el ion sulfato (SO4), presente en aguas producidas, en
ácido sulfhídrico.
19
Es importante determinar siempre el origen de la presencia de este gas a fin de
optar por el tratamiento más adecuado: control biológico ó control de corrosión
por otros métodos. El mecanismo de la corrosión por ácido sulfhídrico es
complejo pasando por diferentes estados de oxidación hasta la reacción final.
H2S + Fe + H2O FeS + H2 [2.9]
El sulfuro de hierro (FeS), producto de la corrosión por éste gas es un polvo
fino de color negro que se adhiere a la superficie metálica como una capa fina.
El problema es que el FeS es catódico con respecto al acero, lo cual produce
una corrosión muy localizada en la forma de una picadura muy profunda.
Otros problemas generados por la presencia de H2S, son el ampollamiento por
hidrógeno y la fractura del metal, como se muestra en la figura 7.
Figura 7. Corrosión causada por H2S
(Ramos, 2010)
CORROSICORROSIÓÓN POR HN POR H22SS
PRESENCIA DE PITS REDONDEADOS Y PEQUEÑOS, AISLADOS Y SEPARADOS UNOS DE OTROS
DE FONDOS REDONDEADOS Y PAREDES LISAS. GENERALMNENTE PRESENTAS FISURAS POR
ESFUERZO EN EL FONDO Y PRESENCIA DE PRECIPITADO NEGRO DE FeS QUE REACCIONA
CON HCL CON OLOR A HUEVOS PODRIDOS
20
Generalmente la corrosión es un problema externo en los equipos,
especialmente en áreas de gran humedad. La suciedad de las paredes,
presencia de sal, polvo pueden actuar como esponjas y acumular agua que con
la presencia de oxígeno acentúa la formación de celdas de aereación
diferencial.
Las superficies interiores de los techos en los tanques de almacenamiento
pueden ser parcialmente atacados por combinación de presencia de humedad
condensada en la superficie interior y de oxígeno introducido por la “respiración”
del tanque, tal como se aprecia en la figura 8. La presencia de CO2 y H2S,
intensificarán ésta acción.
CORROSION EN TECHOS DE TANQUESCORROSION EN TECHOS DE TANQUES
PETROLEO
CORROSION SEVERA DEBIDO A
AGUA AEREADA CONDENSADAEL AIRE ENTRA Y SALE
CUANDO TANQUE RESPIRA
VAPORES DE AGUA CON H2S
AGUA SALADA
Figura 8. Corrosión en techos de tanques
(Ramos, 2010)
2.1.5. FACTORES QUE INFLUYEN EN EL PROCESO DE CORROSIÓN
21
2.1.5.1. Temperatura
Como regla general, las reacciones químicas incrementan su velocidad cuando
la temperatura es mayor. Lo mismo es aplicable a la corrosión en sistemas
cerrados, como los sistemas de producción. Se ha establecido una regla
práctica indicando que cada 10 °C de aumento de la temperatura, la velocidad
de corrosión se incrementa el doble, tal como se muestra en la Figura 9.
En sistemas abiertos: tanques, recipientes, la corrosión tiende a aumentar en un
momento y luego si la temperatura sigue aumentando, la corrosión comienza a
disminuir por que los gases disueltos, causantes directos de la corrosión,
comienzan a ser expulsados de la fase agua.
Figura 9. Efecto de la temperatura en la velocidad de corrosión
(Herrera y Paspuel, 2007)
22
2.1.5.2. Presión
La presión influye también en la intensidad de la corrosión. A mayor presión,
mayor cantidad de gases (CO2, H2S, O2) disueltos presentes y por lo tanto
mayor velocidad de corrosión.
2.1.5.3. Velocidad
La velocidad juega un papel decisivo en los niveles de corrosión en un sistema.
A mayores velocidades, mayor velocidad de corrosión. Uno de los efectos más
comunes es que a mayor velocidad de flujo se tiende a perder o arrastrar la
película de inhibidor formada en la superficie metálica. Si el fluido además
arrastra sólidos en suspensión o burbujas de gas o aire, el efecto es mayor por
la fricción ejercida por las partículas sólidas contra la superficie metálica
(corrosión por erosión) y golpe de las burbujas contra la superficie metálica
(corrosión por cavitación), respectivamente.
En algunos casos cuando la velocidad es baja, la velocidad de corrosión
disminuye, pero aumenta la tendencia a una forma de corrosión conocida por
picadura. Sucede que a velocidades bajas de flujo, y generalmente en sistemas
que tienen alta concentración biológica, se forman películas de materia orgánica
y debajo de ellas se asientan colonias bacterianas que generan ácidos, los
cuales causa corrosión localizada.
Resulta que a velocidades bajas de flujo, y generalmente en sistemas que
tienen alta concentración biológica, se forman películas de materia orgánica y
debajo de ellas se asientan colonias bacterianas que generan ácidos, los cuales
causa corrosión localizada.
23
2.1.5.4. Factores que afectan la velocidad de corrosión
Entre los factores que intervienen en la velocidad de corrosión de un metal se
puede mencionar a:
La humedad del suelo o medio corrosivo.
Su contenido salino.
Los gases presentes en el medio.
La composición del metal o aleación.
Las tensiones residuales que pudieran quedar en el objeto metálico,
producto del proceso de fabricación.
Las tensiones mecánicas a que esté sometido el objeto por su uso.
2.1.5.5. pH
Los electrolitos presentan una característica muy importante que es el pH, que
es el factor externo del que depende la velocidad de la reacción, mediante su
naturaleza química. El CO2 disuelto en el agua, se ioniza formando ácido
carbónico, el agua disminuye el pH, haciéndola ácida, de tal manera que esta
agua ácida es la causante de la corrosión. Y de la misma manera se manifiesta
H2S, ocasionando corrosión ácida.
2.1.5.6. Humedad
El agua a baja temperaturas corroe a las superficies metálicas, modificando el
medio electrolito y facilitando la formación de celdas de corrosión.
24
Las sustancias disueltas en agua pura causan una corrosión suave en el hierro.
Por el contrario el agua que es usada en la industria petrolera depende del tipo
de sustancia disuelta en ella para determinar si puede corroer o no, como el
caso del cloruro de sodio, el dióxido de carbono, el ácido sulfúrico y el oxígeno
aumentan la corrosión, que puede ser prevenida mediante el uso o aplicación
de inhibidores.
2.1.5.7. Esfuerzos de tensión
La acción conjunta de un esfuerzo de tensión y un medio ambiente corrosivo,
dará como resultado en algunos casos, la fractura de una aleación metálica.
Las fracturas pueden seguir caminos inter cristalinos o transcristalinos que a
menudo presentan una tendencia a la ramificación.
2.1.6. TIPOS DE CORROSIÓN
En la industria petrolera, la corrosión se divide principalmente en corrosión
uniforme, aquella en que el desgaste del metal es más o menos parejo
(uniforme) y la corrosión localizada, donde se aprecia desgaste más intenso en
unas zonas, incluyendo aún perforaciones que atraviesan toda la pared del
metal, cuando al costado aparentemente no se observa un desgaste.
Otras formas de corrosión no solo implican desgaste de ciertas zonas de la
superficie metálica sino que van más allá, es decir hacía la misma estructura del
metal causando fatiga y fisura o fractura de la estructura metálica.
25
2.1.6.1. Corrosión uniforme
En este tipo de corrosión el metal se disuelve uniformemente en toda su
superficie. La estructura pierde una capa de metal cuyo espesor estará
determinado, por la velocidad con que se produce el ataque y el tiempo de
exposición al medio agresivo. Ésta es una forma bastante rara de corrosión y
con frecuencia lo que aparentemente es una corrosión uniforme, en realidad se
inicia como un ataque localizado en ciertos puntos o áreas de la superficie, una
vez oxidado estos sitios se convierten en catódicos invirtiéndose el fenómeno y
así el proceso continúa hasta alcanzar un aspecto uniforme.
Algunas normas de construcción de recipientes metálicos establecen lo que se
conoce como “corrosion allowance”, o corrosión permitida, que no es otra cosa
que un espesor adicional de pared metálica que se coloca para que la corrosión
la consuma durante un tiempo determinado y mientras tanto la estructura pueda
seguir en operación porque la pared tiene espesor suficiente para resistir las
condiciones de esfuerzo mecánico. Este criterio parte de dos premisas: la
corrosión es uniforme y no se puede hacer nada para evitar que suceda. Los
casos reales en que ambas condiciones se cumplen son muy pocos.
2.1.6.2. Corrosión localizada
Es una forma muy delimitada de corrosión. El proceso de corrosión se
concentra en áreas específicas con intensidad varias veces mayor a la que
sucede en el resto de la superficie y los huecos resultantes pueden ser
estrechos y profundos (hasta llegar a la perforación de la pared metálica misma)
o más extendidos y superficiales.
La corrosión localizada se divide en los siguientes tipos:
26
- Picadura “Pitting”
La corrosión por picadura se presenta por la formación de orificios en una
superficie relativamente intacta, esta picadura puede ser considerada como una
grieta o hendidura formada por sí misma, este tipo de corrosión es un proceso
lento que puede llevar meses y años antes de ser visible, pero que
naturalmente causará fallas inesperadas.
En la figura 10, de acuerdo a Goldin, se muestra como el ataque se manifiesta
de orificio. Puede presentarse en cualquier parte de la estructura.
Figura 10. Corrosión por picadura
(Goldin, 2002)
- Corrosión en grietas “crevice”
En la figura 11, según Goldin, se muestra un caso típico de corrosión en grietas
o espacios confinados, se trata de un tornillo o perno con su arandela que
sujeta dos planchas metálicas entre sí. Entre la arandela y la plancha existe un
“espacio confinado” en el cual se puede penetrar líquido pero la concentración
de oxigeno es menor que en la parte exterior de la grieta. Entonces se forma
una celda o pila de aireación diferencial que produce un ataque acelerado bajo
27
la arandela, precisamente donde no es posible detectarlo. Para que se
produzca este tipo de ataque deben existir ciertas condiciones: la existencia de
un espacio confinado o grieta, presencia de un medio corrosivo y diferencia en
la concentración de algún agente agresivo dentro y fuera del espacio confinado,
principalmente oxígeno.
Figura 11. Corrosión en grietas
(Goldin, 2002)
La corrosión localizada afecta principalmente a las aleaciones que se “pasivan”,
es decir, que por acción de un medio oxidante se recubren de una capa de
óxido que las protege de ataques posteriores. En esta categoría se encuentran
los aceros inoxidables (capa de óxido de cromo) y las aleaciones de aluminio
(capa de óxido de aluminio). Cuando una de estas aleaciones pasivadas se
expone a un medio que contiene cloruros por ejemplo agua de mar, que son
destructores de la capa pasiva, el tipo de ataque que se produce es por
picadura o ataque localizado.
28
2.1.6.3. Corrosión combinada con otros fenómenos
En muchas ocasiones se produce un efecto conjunto de corrosión con otro tipo
de ataque a la estructura; como por ejemplo: Esfuerzos mecánicos y Erosión.
Esfuerzos Mecánicos
Un material sometido a un medio corrosivo y a un esfuerzo mecánico en forma
simultánea, puede sufrir daños en un tiempo relativamente corto. El esfuerzo
mecánico puede ser continuo o discontinuo. La combinación de corrosión y
esfuerzos mecánicos continuos produce un fenómeno acelerado conocido como
corrosión bajo tensiones. Si la tensión se aplica en forma cíclica, por ejemplo
las dilataciones y contracciones que sufre un equipo sometido a calentamientos
y enfriamientos sucesivos, el fenómeno se denomina corrosión por fatiga. Es
fundamental destacar que aun cuando estos fenómenos se dan en forma
simultánea, cada uno de ellos se trata manera independiente debido a que son
procesos diferentes.
Erosión
En este caso la corrosión va acompañada de una acción superficial de erosión;
un ejemplo es el de las bombas que envían petróleo con arena desde el fondo
del pozo productor hacia la superficie; el efecto corrosivo de algunos
componentes del petróleo se agrega al afecto erosivo de la arena que lo
acompaña.
29
Una característica interesante de este tipo de ataque es que la erosión va
eliminando los productos de corrosión, lo que dificulta determinar los agentes
corrosivos que causan el ataque. Además, los productos de corrosión pueden
brindar una protección parcial contra la corrosión posterior del metal pero la
erosión los elimina. Los procesos de corrosión-erosión se presentan
mayormente donde la mezcla corrosiva choca con una pared metálica. Una
forma de minimizar el efecto destructivo es precisamente evitar, a nivel de
diseño, el uso de codos en 90°, cambios bruscos en la dirección del fluido.
2.1.6.4. Corrosión por bacterias
Al referirse de “corrosión por bacterias” debe considerarse que las baterías no
atacan directamente al metal sino que se trata de fenómenos complejos en los
cuales intervienen los procesos alimenticios de estos microrganismos; por
ejemplo, las bacterias sulfato-reductoras (desulfovirio desulfuricans) que se
identifican por las siglas SRB, se alimentan de sulfatos orgánicos y producen
como desecho sulfuros que pueden afectar metales y aleaciones.
Como característica común de estos ataques se destaca la aparición de un
producto de corrosión consistente en una capa de sulfuro de hierro de color
negro. Las bacterias sulfato-reductoras se desarrollan cuando el medio es
pobre en oxígeno (condición anaeróbica); generalmente un depósito de
suciedad o barro hace que el contenido de oxígeno bajo el mismo sea el
suficientemente reducido como para permitir el desarrollo de estas bacterias.
Por lo que se produce un ataque provocado por dos factores que actúan de
forma conjunta: el desarrollo de SRB y la existencia de una celda o pila de
aireación diferencial.
30
2.1.7. MONITOREO DE LA CORROSIÓN
La medición de la corrosión es un método cuantitativo por medio del cual la
efectividad de las técnicas de control y prevención de la corrosión pueden ser
evaluadas y proveer la retroalimentación necesaria para optimizarlas.
Existe una amplia variedad de técnicas para la medición de la corrosión,
incluyendo:
2.1.7.1. Métodos directos
a) Inspección visual
b) Inspección Ultrasónica
c) Calibradores de perfil para la corrosión
d) Tramos cortos de prueba
e) Radiografías
2.1.7.2. Métodos indirectos
a) Cupones de corrosión
b) Probetas de polarización lineal
Cupones de corrosión
Este método se basa en la exposición por un tiempo determinado de una
muestra (cupón) del mismo material de la estructura supervisada, en el mismo
ambiente corrosivo al que la estructura está expuesta.
31
Los cupones de corrosión tienen diferentes presentaciones y van de acuerdo a
las necesidades del sistema, la figura 12, según Ramos, muestra los seis tipos
más comunes:
Figura 12. Cupones de corrosión
(Ramos, 2010)
La medición obtenida de los cupones al analizarse es la pérdida de peso que
ocurre en la muestra durante el período de tiempo al que ha sido expuesto,
expresada como tasa de corrosión.
Estos cupones se colocan de manera paralela al fluido para controlar el
desgaste a través del tiempo, por lo general se colocan primero que los
cupones de escala, para evitar la turbulencia que estos provocan y no obtener
datos equivocados.
Las fórmulas utilizadas para determinar la velocidad de corrosión con el uso de
cupones son las siguientes:
32
( )
(
) ( ) ( )
[2.10]
La corrosión localizada se calcula mediante la siguiente fórmula:
( )
( ) [2.11]
NACE, (1975)
Se establece como una buena regla, que en sistemas de agua y petróleo, no
debe haber más de 0.5 mpy como promedio (corrosión generalizada), y menos
de 25 mpy (corrosión localizada).
Cuando se hace la evaluación de los cupones, se saca y se lava con xileno, HCl
(15%), agua destilada, agua carbonatada y por último con IPA; una vez hecho
esto se hace secar y se pesa en la balanza analítica, por diferencia de pesos se
saca la velocidad de corrosión usando la siguiente fórmula:
[2.12]
Donde:
w = pérdida de peso (mg)
A = área del cupón (pulg2)
D = densidad del metal (g/cm)
T = tiempo de exposición (días)
En un típico programa de monitoreo, los cupones son expuestos entre unos 45
a 90 días antes de ser removidos para análisis del laboratorio. Las pérdidas de
peso resultantes de cualquier cupón expuesto por un período de tiempo, será el
33
valor promedio de corrosión que ha ocurrido en ese intervalo temporal. La
desventaja, es que si la tasa de corrosión varía durante el período de
exposición, es decir, si se incrementa o disminuye por alguna causa, dicho
evento no sería evidenciado en el cupón, sin poderse determinar su duración y
su magnitud. En la figura 13, de acuerdo Ramos, se indica la evaluación de
cupones.
MONITOREO DE LA CORROSION
EVALUACION DE CUPONESEVALUACION DE CUPONES MPY = PERD. PESO(grs) X 22,270
AREA (PULG2) x DIAS x d
VENTAJAS
FACIL INSTALACION
MEDICION DIRECTA
INSPECCION VISUAL
DESVENTAJAS
MEDICIONES LOCALES SOLAMENTE
MEDICION PROMEDIO EN TIEMPO
NO PERMITE EVALUACION DE CAMBIOS
EN EL TRATAMIENTO
Figura 13. Evaluación de cupones
(Ramos, 2010)
Tabla 2. Comparación de MPY con equivalentes de velocidad en unidades métricas
Resistencia a la Corrosión
MPY mm/año micra/año nm/h pm/s
Sobresaliente <1 <0.02 <25 <2 <1
Excelente 1-5 0.02-0.1 25-100 2-10 1-5
Bueno 5-20 0.1-0.5 100-500 10-50 5-20
Regular 20-50 0.5-1 500-1000 50-150 20-50
Malo 50-200 1-5 1000-5000 150-500 50-200
inaceptable 200+ 5+ 5000+ 500+ 200+
Andrade y Cardona, (2008)
34
Para posibles cambios de unidad tener en cuenta:
1 mm/año=1000 μm/año=114 nm/hora=31,7 pm/s
La tabla 2 muestra la resistencia a la corrosión de un metal en términos de las
milésimas de penetración por año y otras unidades que pierde el espécimen.
La primera columna establece si el material es adecuado o no para alguna
aplicación dependiendo de la velocidad de corrosión.
Las unidades de penetración por unidad de tiempo son deseables desde el
punto de vista de ingeniería, pero la pérdida de peso por unidad de área por
unidad de tiempo, frecuentemente se expresa en miligramos por decímetro
cuadrado por día (mdd) y algunas veces son usadas en la investigación, los mm
de penetración por año. Para efectuar la conversión de milésimas de
penetración por año se usa el factor de conversión 1mpy = 1.44
(mdd)/Gravedad especifica.
Probetas de polarización lineal
La técnica LPR está basada en una teoría electroquímica compleja. Para su
aplicación en mediciones industriales, ha sido simplificada a un concepto
básico. En términos fundamentales, un pequeño voltaje (o potencial de
polarización) es aplicado a un electrodo en solución. La corriente necesitada
para mantener una tensión (típicamente 10mV) es directamente proporcional a
la corrosión en la superficie del electrodo sumergido en la solución. Por medio
de la medición de la corriente, la tasa de corrosión puede ser deducida.
La ventaja de la técnica LPR es que la medición de la tasa de corrosión es
hecha instantáneamente. Esta es una herramienta más poderosa que las
probetas E/R o los cupones cuando la medición fundamental no es la pérdida
35
de metal si no la tasa de corrosión, y cuando no se desea esperar por un
período de exposición para determinarla.
La desventaja de la técnica LPR, es que esta sólo puede ser ejecutada
exitosamente en medios acuosos electrolíticos. Las probetas LPR no funcionan
en gases o emulsiones de agua-crudo, en donde los electrodos puedan
asentarse depósitos o impurezas que les impidan actuar debidamente. Las
mismas que se pueden apreciar en la figura 14, según Ramos.
MONITOREO DE LA CORROSION
PROBETA DE RESISTENCIA PROBETA DE RESISTENCIA
A LA POLARIZACIONA LA POLARIZACIONMPY =
DIF. POT. (E)
VENTAJAS
•FACIL INSTALACION
•MEDICION EN TIEMPO REAL
•MEDICION DIRECTA DE CORROSION
DESVENTAJAS
•REQUIERE EQUIPO ELECTRONICO
•REQUIERE MINIMA CONDUCTIVIDAD
DIF. CORR.(I)= KICORR.
CORRIENTE
IMPUESTA
A V
MEDIO CORROSIVO
Figura 14. Probeta de resistencia a la polarización
(Ramos, 2010)
2.1.8. CONTROL DE LA CORROSIÓN
La tasa de corrosión determina que tan duradera puede ser la vida útil de una
planta y su seguridad operacional. La medición de la corrosión y las acciones
para remediar las tasas de corrosión elevadas permiten incrementar la
efectividad costo-operativa de la planta para alcanzar la reducción de los costos
asociados a la renovación de las instalaciones de un proceso.
36
Son algunas las opciones para un control efectivo de la corrosión, tenemos así:
Protección catódica
Recubrimientos y revestimientos
Inhibidores de corrosión
Selección de materiales
2.1.8.1. Protección Catódica
La corrosión de tanques de almacenamiento de acero con fondo sobre el suelo
y tuberías, puede reducirse o eliminarse mediante la aplicación apropiada de la
protección catódica. La protección catódica es una técnica para prevenir la
corrosión que hace que toda la superficie del metal a proteger, actúe como el
cátodo de una celda electroquímica. Existen dos sistemas de protección
catódica:
- Ánodos de sacrificio
Los sistemas de ánodos de sacrificio, utilizan ánodos galvánicos, los cuales
están hechos de magnesio ó zinc en forma de barras, se instalan los ánodos
enterrados directamente en el suelo rodeados de una mezcla química y
empacada en sacos especiales.
Se deben emplear sistemas del tipo de corriente impresa para la protección
catódica de estructuras de gran tamaño, descubiertas o con recubrimiento
37
deteriorado. El ánodo se sacrifica para proteger a la estructura y se va
consumiendo a lo largo de un período que se conoce como vida útil del ánodo.
Figura 15. Protección catódica en un tanque de almacenamiento
Los sistemas de ánodos de sacrificio de protección catódica, se deben aplicar
en tanques de pequeño diámetro ya que la corriente de protección es limitada.
La vida útil del ánodo depende tanto de su material como de su peso. Los datos
del comportamiento del ánodo instalado, deben usarse para calcular el valor
probable de consumo. Estos datos se muestran en la tabla3, según el Comité
de Normalización de petróleos mexicanos.
El tiempo de vida del ánodo galvánico, se determina con la siguiente expresión:
38
[2.13]
Donde:
V: tiempo de vida del ánodo (años)
C: capacidad de corriente en (A-año/kg) (tabla 3)
P: peso del ánodo (kg.)
R: rendimiento en % (tabla 3)
U: factor de utilización 0.85
I: entrega de corriente del ánodo (Amperios)
Tabla 3. Cálculo de vida útil de ánodos
Metal anódico Capacidad corriente teórica (A- año/kg)
Rendimiento %
Zinc (Zn) 0.094 95
Aluminio (Al) 0.340 90
Magnesio (Mg) 0.251 50
PEMEX, (2002)
En este tipo de instalación el material de los ánodos se consume dependiendo
de los siguientes factores: de la demanda de corriente protección de la
estructura a proteger, la resistividad del electrolito y del material usado como
ánodo, durante el proceso de descarga del mismo.
En la tabla 4 se muestran las aplicaciones específicas más utilizadas de ánodos
galvánicos o de sacrificio, de acuerdo a Goldin.
39
Tabla 4. Ánodos Galvánicos y su campo de aplicación
MEDIO CORROSIVO MATERIAL ANÓDICO
Suelos Zinc-Magnesio (rango 1500-2000 Ω-cm)
Aguas Dulces Magnesio
Aguas de Mar Aluminio
Fondo Marino Zinc- Aluminio
Goldin, (2002)
- Sistemas de corriente impresa
Los componentes de un sistema de corriente impresa son los siguientes:
Ánodos
Los ánodos de corriente impresa deben ser de materiales como el grafito; el
hierro fundido con alto contenido de silicio; metales platinizados; la magnetita y
mezcla de óxidos metálicos, entre otros. Están conectados, individualmente ó
en grupos, a una terminal positiva o a una fuente de corriente directa, mediante
conductores aislados. La estructura se conecta a la terminal negativa, desde
una fuente de corriente directa (rectificador). El número de ánodos para un
diseño particular de protección catódica, se determina por el requerimiento total
de corriente de las estructuras por proteger y por la densidad de corriente
óptima del material seleccionado para el ánodo.
40
Figura 16. Corriente impresa en tanques
(PEMEX 2002)
Ánodos galvánicos (de sacrificio)
Este tipo de ánodos sirven esencialmente como fuente de energía, donde no es
posible obtener energía eléctrica con facilidad o en las que no es conveniente o
económico instalar líneas de energía para este propósito, los materiales que
más se utilizan como ánodos galvánicos son el magnesio, el aluminio y el zinc.
La manera de distribución de los ánodos se indica en la figura 17, de acuerdo a
Miño.
Materiales de relleno
Se utilizan para ampliar el área de los ánodos con el fin de reducir su
resistencia de contacto con el suelo.
41
El rectificador
Es un mecanismo de transformación de corriente alterna a corriente continua,
de bajo voltaje mediante la ayuda de diodos de rectificación, comúnmente de
selenio o silicio y sistemas de adecuación regulable manual y/o automática,
cuyo propósito es regular las características de la corriente, según las
necesidades del sistema a proteger.
Otras fuentes de corrientes
Es posible que habiendo decidido utilizar el sistema de corriente impresa, no se
disponga en la zona de líneas de distribución de corriente eléctrica, por lo que
sería conveniente analizar la posibilidad de hacer uso de otras fuentes como:
Baterías, de limitada aplicación por su bajo drenaje de corriente y vida limitada;
Motores generadores; y Generadores termoeléctricos.
Figura 17. Ánodos colocados en forma concentrada
(Miño, 2011)
42
2.1.8.2. Recubrimientos y revestimientos
- Recubrimientos metálicos
Los recubrimientos se aplican mediante capas finas que separen el ambiente
corrosivo del metal, es decir que puedan servir como ánodos sacrificables que
puedan ser corroídos en lugar del metal subyacente.
- Recubrimientos inorgánicos
En algunos casos es necesario hacer recubrimientos con material inorgánico,
los más usados son el vidrio y los cerámicos, estos recubrimientos proporcionan
acabados tersos y duraderos. Aunque si se expone un pequeño lugar anódico
se experimenta una corrosión rápida pero fácil de localizar.
- Recubrimientos orgánicos
El uso de pinturas, lacas, barnices y muchos materiales orgánicos poliméricos
han dado muy buen resultado como protección contra la corrosión. Estos
materiales proveen barreras finas tenaces y duraderas para proteger el sustrato
metálico de medios corrosivos.
43
2.1.8.3. Inhibidores de corrosión
Los inhibidores de corrosión son sustancias que cuando son agregadas a un
medio acuoso disminuyen la velocidad de ataque del medio sobre el metal. Los
inhibidores son comúnmente agregados en pequeñas cantidades y en forma
continua para mantener la concentración requerida y, de esta forma, lograr su
efecto inhibidor.
Los inhibidores de corrosión son combinaciones de productos químicos que se
adsorben a las paredes metálicas internas y cuya función principal es la de
formar una película de protección que aísla el metal de los agentes que causan
corrosión.
El mecanismo de inhibición de una superficie metálica cubierta por productos de
corrosión se muestra en el figura 18.
Figura 18. Mecanismo de inhibición de una superficie metálica cubierta por productos de corrosión
(Ramos, 2010)
44
Las moléculas que componen a los inhibidores de corrosión se muestran en la
tabla 5:
Tabla 5. Moléculas que componen un inhibidor de corrosión
Ramos, (2010)
Los inhibidores de corrosión no son compuestos simples, la mayoría son
combinaciones balanceadas de dos o más inhibidores básicos, mezclados con
surfactantes, solventes y dispersantes que tienen diferentes funciones en los
mecanismos de inhibición.
Surfactantes: ayudan en la limpieza previa de la superficie corroída para
ser más eficiente la absorción del inhibidor a la superficie metálica.
Dispersantes: facilitan la difusión del inhibidor de corrosión a través de
los fluidos.
Solventes: facilitan la difusión del inhibidor de corrosión en los fluidos.
45
Otros: reducidores de fricción, neutralizantes rompedores de emulsión,
etc.
Un buen inhibidor de corrosión debe cumplir con tres objetivos fundamentales:
1. Hábil para alcanzar muy pronto la superficie metálica y absorberse
rápidamente, buena solubilidad o dispersibilidad en agua,
particularmente en aplicaciones de alta fricción y tiempo de contacto
mínimo.
2. Interactuar fuertemente con la superficie metálica o los productos de
corrosión para formar una unión resistente a la disolución o disrupción.
3. Formar una barrera fílmica de protección altamente insoluble en agua y
que permanezca integra en condiciones de alta fricción.
2.1.8.4. Selección de materiales
La selección de los materiales que se vaya a utilizar es importante en el
control de la corrosión y se debe basar en la experiencia con materiales en
condiciones similares. Para ello se puede necesitar pruebas de corrosión que
permitan conocer los materiales adecuados que se pueden emplear.
El material a utilizarse en la fabricación de las láminas de los tanques debe ser
acero al carbono, del cual se ha podido comprobar, que cuando el porcentaje
de humedad está por debajo del 60% la corrosión puede considerarse
despreciable, teniendo una tasa de corrosión normal de hierros no pintados en
la atmósfera de aproximadamente 0.00734 pulgs/año. Sin embargo en algunas
atmósferas la corrosión es más rápida, pudiendo llegar a 0.05 pulgs/año.
46
2.2. TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Sistema o recipiente construido expresamente para contener petróleo crudo y
sus derivados en los lugares de producción, centros de distribución, terminales
de almacenamiento y autotanques.
2.2.1. TIPOS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Los tanques de almacenamiento se usan como depósitos para contener una
reserva suficiente de algún producto para su uso posterior y/o comercialización.
Los tanques de almacenamiento, se clasifican en:
1.- Cilíndricos Horizontales.
2.- Cilíndricos Verticales de Fondo Plano.
3.- Tanques Esféricos
2.2.1.1. Tanques cilíndricos horizontales
Generalmente son de volúmenes relativamente bajos, debido a que presentan
problemas por fallas de corte y flexión. Por lo general, se usan para almacenar
volúmenes pequeños.
2.2.1.2. Tanques cilíndricos verticales de fondo plano
Estos tanques nos permiten almacenar grandes cantidades volumétricas con un
costo bajo. Con la limitante que solo se pueden usar a presión atmosférica o
presiones internas relativamente pequeñas.
47
Estos tipos de tanques se clasifican en:
a. De techo fijo.
b. De tapa cóncava
c. De techo flotante.
d. Sin techo.
a) Techo Fijo
Se emplean para contener productos no volátiles o de bajo contenido de ligeros
(no inflamables) como son: agua, diesel, asfalto, petróleo crudo, etc. Debido a
que al disminuir la columna del fluido, se va generando una cámara de aire que
facilita la evaporación del fluido, lo que es altamente peligroso.
De acuerdo a la norma API, la Figura 19 muestra el esquema de un tanque de
techo fijo.
Figura 19. Tanque de techo fijo
(API-MPMS, 1978)
48
Los techos fijos se clasifican en:
- Techos soportados.
- Techos auto-soportados.
Tanques de techo fijo soportado
Son aquellos cuyo techo cónico están sustentados sobre estructuras metálicas
que comprenden sistemas de vigas y columnas para sostener el techo cuando
el tanque es de mayor tamaño. Estos tanques han sido ampliamente usados
para el almacenamiento de petróleo crudo y productos derivados de la
refinación cuyo punto de ebullición está por debajo de la temperatura ambiente.
Su costo normalmente es menor que el otro tipo de tanque, sin embargo, el
costo de almacenamiento es más elevado debido a las pérdidas por
evaporación a que están sujetos. El esquema de este tipo de tanque se observa
en la figura siguiente.
Figura 20. Tanques de techo fijo soportado
(Ramos, 2010)
49
Tanques de techo fijo auto-soportados
Son aquellos tanques cuyos techos se apoyan directamente sobre el cuerpo del
mismo, razón por la cual, suelen tomar forma de domo o paraguas; tal como se
observa en la figura 21.
Figura 21. Estructura de tanque de techo fijo auto-soportado
(Ramos, 2010)
b) De Tapa Cóncava
Son empleados para almacenar productos que tengan una presión de vapor
relativamente alta, es decir, a temperatura ambiente emiten vapores. Estos
tanques son aptos para el almacenamiento de condensados, gasolinas, GLP,
etc. Ejemplo de este tipo de tanque se muestra en la figura 22.
50
Figura 22. Tanque de tapa cóncava
(Ramos, 2010)
c) Techo Flotante
Se emplea para almacenar productos con alto contenido de volátiles como son:
alcohol, gasolinas y combustibles en general. Este tipo de techo fue
desarrollado para reducir o anular la cámara de aire, o espacio libre entre el
espejo del líquido y el techo, además de proporcionar un medio aislante para la
superficie del líquido, reducir la velocidad de transferencia de calor al producto
almacenado durante los periodos en que la temperatura ambiental es alta,
evitando así la formación de gases (su evaporación), y consecuentemente, la
contaminación del ambiente y, al mismo tiempo se reducen los riesgos al
almacenar productos inflamables. La construcción es similar a los cilíndricos de
techo cónico con la diferencia de que la tapa superior flota sobre el producto
que se almacena.
51
Figura 23. Esquema de tanque de techo flotante cilíndrico
Los componentes básicos del techo flotante incluyen:
- Una plataforma o cubierta flotante;
- Un sello anular adjunto al perímetro de la plataforma o cubierta
flotante;
- Accesorios que penetran la plataforma o cubierta flotante para
algunos una finalidad funcional.
- Tanque de techo flotante externo
El tanque de techo flotante externo (EFRT) no tiene un techo fijo en la parte
superior del cuerpo del tanque y la cubierta flotante está por tanto expuesto a
cargas ambientales como la lluvia. La cubierta flotante es típicamente
construida de chapa de acero soldada. En la figura 24, se muestra los requisitos
mínimos para el diseño de los techos flotantes externos tal como se indica en el
API Std 650.
52
(API-MPMS, 1978)
Hay tres tipos generales de diseño de cubiertas de uso común para los techos
flotantes externos:
- Pan,
- Pontón,
- Doble cubierta.
Aunque numerosos techos flotantes tipo pan están actualmente en uso, la
tendencia actual es hacia el pontón y doble cubierta. La figura 24 muestra un
EFRT con techo flotante tipo pontón y techo flotante doble cubierta,
respectivamente.
Figura 24. Tanque Techo Flotante Externo
53
Figura 25. Tipos de tanques de techo flotante externo
(Ramos, 2010)
- Tanque de Techo Flotante Interno
El tanque de techo flotante interno (IFRT) tiene un techo fijo, figura 25, en la
parte superior del cuerpo y una cubierta de hormigón liviano flotante a cubierta
ligera que flota sobre la superficie del líquido almacenado. Los requisitos
mínimos para el diseño interior de los techos flotantes como se indica en el API
Std 650.
54
El uso de una cubierta flotante interno reducirá la concentración de vapor de
hidrocarburos en el vapor de espacio entre el piso flotante y el techo fijo de los
que ocurriría en un depósito de techo fijo. Sin una ventilación adecuada, esto
puede dar lugar a la aparición de una mezcla inflamable aire-vapor dentro del
espacio del vapor del tanque.
Para minimizar la ocurrencia de mezclas inflamables aire-vapor dentro del
espacio del tanque, respiraderos son instalados en la parte superior del cuerpo
del tanque y en el techo fijo para permitir la circulación de aire a través del
espacio de vapor entre el techo fijo y la cubierta flotante.
API Std 650, Apéndice H, se especifica el uso de estas aberturas y se esbozan
los detalles de diseño para el almacenamiento de líquidos petrolíferos.
Figura 26. Tanque de techo flotante interno
(API-MPMS, 1978)
55
El IFRT se refieren a aquellos que son venteados sólo a través de una
presión/vacío de un relevo de venteo. Tales tanques son a veces utilizados en
servicio de productos químicos líquidos y petróleo en servicio cuando la API Std
650 no se utiliza. Estos tanques son típicamente diseñados con dispositivos de
seguridad auxiliares, según lo especificado por el usuario.
Hay tres tipos generales de diseño de cubierta de uso común para los techos
flotantes internos:
- De aluminio sin contacto con la cubierta de aluminio con cubierta de
costura atornillada.
- De aluminio en contacto con las cubiertas de aluminio con cubiertas de
atornilladas.
- Cubiertas tipo pan de acero con cubierta con costuras soldadas.
d) Los Tanques sin Techo
Se usan para almacenar productos en los cuales no es importante que éste se
contamine o que se evapore a la atmósfera como el caso del agua cruda,
residual, contra incendios, etc. El diseño de este tipo de tanques requiere de un
cálculo especial del anillo de coronamiento.
2.2.1.3. Tanques esféricos
Este tipo de tanques no son muy utilizados para el almacenamiento de petróleo
crudo, más bien se utilizan para almacenar productos volátiles con altas
presiones de vapor como el GLP. Los tanques esféricos se indican en la figura
27.
56
Figura 27. Tanques esféricos
(API-MPMS, 1978)
2.2.2. CORROSIÓN EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO
La corrosión es un proceso electroquímico y, por lo mismo, asume la presencia
de agua en alguna forma. Por tanto, en el manejo de hidrocarburos, la corrosión
sólo toma lugar ante la presencia de agua como contaminante del hidrocarburo.
La presencia de agua puede presentar diversas formas: como una fase
separada, como gotas en una mezcla agua-aceite o como una película delgada
de agua sobre el acero.
Los principales efectos corrosivos asociados al agua de crudo se explican a
partir de especies agresivas como son el dióxido de carbono (CO2) y el ácido
sulfhídrico (H2S). Ambas especies facilitan las reacciones de oxidación del
acero y de reducción de hidrógeno y oxígeno del agua. Además, en los tanques
de almacenamiento de hidrocarburos el problema se puede agravar por la
57
presencia de otros agentes agresivos como el oxígeno, la acción de bacterias y
el alto contenido de cloruros que hacen inestables los productos de corrosión
que podrían actuar como barreras protectoras.
La corrosión interior en tanques de almacenamiento de hidrocarburos se puede
dividir en 3 zonas:
(a) el techo del tanque,
(b) la pared y
(c) el fondo.
En el caso del techo o domo del tanque, la corrosión se genera en el espacio
entre éste y la fase de hidrocarburo y tiene su origen en un mecanismo de
condensación del agua en forma de una película delgada de la misma, en la
que se disuelven y actúan los agentes agresivos.
En el caso de la pared del tanque, ocurre por el contacto de la fase acuosa
contenida en el crudo en forma de gotas; este proceso generalmente es
mitigado por el crudo mismo, que forma una fase continua que dificulta el
mojado de la pared por el agua.
Un caso muy diferente es el del fondo del tanque que es mojado directamente
por la fase acuosa por períodos prolongados de tiempo, en tanto el agua es
drenada.
58
Figura 28. Zonas de corrosión de un tanque de almacenamiento
2.2.3. PROTECCIÓN CATÓDICA EN TANQUES DE
ALMACENAMIENTO
2.2.3.1. Normas
Antes de conocer especificaciones sobre ésta aplicación sé describirá
brevemente sobre las normas internacionalmente aceptadas en la industria
petrolera para protección contra la corrosión en tanques de almacenamiento de
hidrocarburos.
59
2.2.3.2. Normas y códigos para el diseño, cálculo y construcción de
los tanques de almacenamiento.
Para el cálculo, diseño y construcción de estos equipos existen varias Normas y
Códigos, pero las más difundidas y empleadas en las industrias de procesos
son las del American Petroleum Institute (API), siendo los estándares aplicables
los siguientes:
API Standard 620 (1990): Es aplicable a grandes tanques horizontales o
verticales soldados en el campo, aéreos que operan a presiones en el
espacio vapor menores a 2.5 psig pero no superior a 15 psig. y a
temperaturas no superiores a 93°C.
API Standard 650 (1998): Es la norma que fija la construcción de
tanques soldados para el almacenamiento de petróleo. La presión interna
al que puede estar sometido es de 15 psig y una temperatura máxima de
90˚C .Con estas características, son aptos para almacenar la mayoría de
productos producidos en una refinería.
API Specification 12D: Es aplicable a tanques horizontales o verticales
soldados en el campo para almacenaje de líquidos de producción y con
capacidades estandarizadas entre 75m3 (470 barriles) y 1500 m3 (9435
barriles).
API Specification 12F: Es aplicable a tanques horizontales o verticales
soldados en taller para almacenaje de líquidos de producción y con
capacidades estandarizadas entre 13.5 m3 (85 barriles) y 75 m3 (470
barriles).
60
API Standard 653 (1991): Es aplicable a la inspección, reparación,
alteración desmontaje y reconstrucción de tanques horizontales o
verticales, basándose en las recomendaciones del STD API 650.
Recomienda también la aplicación de las técnicas de ensayos no
destructivos aplicables.
Estos estándares cubren el diseño, fabricación, inspección, montaje ensayos y
mantenimiento de los mismos y fueron desarrollados para el almacenamiento
de productos de la industria petrolera y petroquímica, pero su aceptación ha
sido aplicada al almacenamiento de numerosos productos en otras industrias.
Si bien estas normas cubren muchos aspectos, no todos están contemplados,
razón por la que existen otras normas complementarias a las mismas. Existen
además de los mencionados estándares otras normas que también son
aplicables a estos casos, pero cubriendo no solo materiales constructivos
metálicos sino también otros materiales (plásticos, fibra de vidrio), etc.
2.2.3.3. Inspección de tanques según la norma API 653
En la sección 6-3 de la norma explica que la inspección de los tanques debe ser
realizada de diferentes maneras:
En el exterior del tanque, mediante inspecciones de rutinas, de manera visual
en el sitio particular, la cual la realiza el personal de operación. El personal debe
conocer acerca de las facilidades de mantenimiento, los funcionamientos del
tanque y las características del producto que lo contiene. La inspección rutinaria
se debe realizar en evidencia de goteras, distorsiones de la cáscara del metal,
corrosión, capas de pintura y aislamiento. Esta inspección debe realizarse cada
cinco años. Inspección ultrasónica externa, ayuda a determinar la corrosión e
61
indica la integridad de la cáscara del metal, incluso estando el tanque en
servicio.
La protección catódica es usada cuando existe corrosión en el fondo del tanque.
El inspector autorizado que es responsable para la evaluación de un tanque
debe dirigir una inspección visual y debe asegurar la calidad e integridad del
examen y dar los resultados. Si la inspección interior se realiza con el propósito
de determinar la condición e integridad del fondo del tanque, la inspección debe
realizarse mediante ultrasonido, evaluando el espesor del fondo del tanque. Los
métodos electromagnéticos pueden usarse con el sistema de inspección
ultrasónica.
2.2.4. PROTECCIÓN CATÓDICA EXTERNA EN FONDOS DE
TANQUES DE ALMACENAMIENTO
2.2.4.1. Criterios para sistemas de protección Catódica
En esta sección se da una lista de los criterios para protección catódica que,
cumplan conjuntamente o por separado con otros, para la protección de fondos
de tanques de almacenamiento.
El objetivo de usar protección catódica es el control de la corrosión del fondo de
un tanque de almacenamiento en contacto con un electrolito.
La selección de un particular criterio para el objetivo general planteado en el
anterior párrafo, depende primeramente de la experiencia en tanques similares
y ambientes similares donde el criterio ha sido usado exitosamente.
62
Esto no quiere decir que las personas dedicadas al control de la corrosión se
deban limitar únicamente a este criterio. Y pueden demostrar por otros medios
que la corrosión ha sido controlada.
2.2.4.2. Mediciones de Potencial
Las mediciones de potencial en tanques de almacenamiento podrán ser hechas
con electrodos de referencia localizados lo más cerca posible del fondo del
tanque.
En tanques generalmente, las mediciones deberían ser tomadas en el
perímetro, cerca del centro del fondo del tanque, o en varios puntos entre el
centro y el perímetro. Estas consideraciones deben ser hechas para las caídas
de voltaje de éstas y otras estructuras a través del límite del electrolito, para la
presencia de metales no similares y la influencia de otras estructuras.
2.2.4.3. Criterios para la prevención de la corrosión en Tanques de
Almacenamiento
El control de la corrosión puede ser clasificado en varios niveles de polarización
catódica, éste depende de las condiciones del medio ambiente. De cualquier
manera en ausencia de datos específicos que demuestren que la protección
catódica adecuada ha sido clasificada. Uno o más de los siguientes criterios se
pueden aplicar.
a) El primer criterio: debemos tener un potencial negativo catódico mínimo
de 850 mV C.D., con corriente catódica de protección aplicada. Éste
potencial deberá ser medido con respecto a un electrodo de referencia
63
cobre/ sulfato de cobre saturado, (Cu / CuSO4) en contacto con el
electrolito. Otras caídas de Voltaje, a través del fondo del tanque y el
límite del electrolito serán consideradas para una interpretación válida de
ésta medición de potencial.
Éstas caídas deben ser calculadas y/o estimadas por los siguientes métodos:
• Medición o cálculo de las caídas de voltaje.
• Revisión histórica del desempeño del sistema de protección catódica.
• Evaluar las características físicas y eléctricas del fondo del tanque y el
medio donde se encuentra.
b) El segundo criterio: un voltaje mínimo de -100 mV D.C. de polarización
entre el fondo metálico del tanque y el electrodo fijo de referencia en
contacto con el electrolito.
La formación o decaimiento de polarización puede ser medido para satisfacer
éste criterio.
2.2.4.4. Sistemas de Protección Catódica para tanques de
almacenamiento
Descripción
Los sistemas de protección catódica se diseñan e instalan para prevenir la
corrosión del fondo de un tanque, cumpliendo los requerimientos de alguno de
los criterios anteriores. Para obtener los resultados esperados, el sistema de
protección catódica debe diseñarse adecuadamente, después de estudiar los
siguientes aspectos:
64
a) Diseño, especificaciones y prácticas de ingeniería.
b) Procedimientos de operación.
c) Requerimientos de seguridad, ambientales y de áreas peligrosas.
d) Pruebas de campo.
En general, el diseño deberá permitir una protección adecuada contra la
corrosión, minimizando los costos de operación, mantenimiento e instalación.
Los principales objetivos del diseño de sistemas de protección catódica para
fondo de tanques son:
1. Entregar y distribuir suficiente corriente al fondo del tanque, para
asegurar que se cumplan los criterios de protección.
2. Proveer una vida de diseño al sistema de ánodos y otros equipos, de
acuerdo a la vida de diseño del tanque, o proveer el reemplazo periódico
de los ánodos y el mantenimiento del equipo.
3. Proveer márgenes adecuados para los cambios previsibles por aumento
en los requerimientos de corriente con el tiempo.
4. Colocar los ánodos, cables, rectificadores y estaciones de prueba en
lugares donde sea mínima la posibilidad de que sufran daños físicos.
5. Minimizar las corrientes de interferencia con las estructuras vecinas.
6. Proveer suficientes puntos de monitoreo, con el fin de que se puedan
tomar mediciones para determinar el cumplimiento del criterio de
protección sobre toda la superficie del fondo del tanque.
65
2.2.4.5. Factores que afectan la protección catódica
El contenido de un tanque de almacenamiento puede influir en la corrosión del
fondo del tanque. La corrosión puede acelerarse sobre la superficie externa del
fondo de un tanque calentado a temperaturas elevadas, si el área de contacto
es húmeda, los tanques de almacenamiento que contienen productos calientes
pueden requerir un incremento en la densidad de corriente; para lograr una
protección adecuada sobre la superficie externa del fondo.
Sin embargo, los operarios de los tanques deberán estar conscientes que si
penetra agua en el aislamiento de un tanque, la resistividad del aislamiento
puede disminuir, desarrollando una condición más corrosiva. Para esta
situación, la instalación de sistemas de protección catódica deberá ser
considerada.
2.2.4.6. Reemplazo de fondos de tanques
El reemplazo o reparación de fondos de tanques de acero es una práctica
común, ya que las paredes de los tanques generalmente duran más que el
fondo. Los recubrimientos se aplican frecuentemente en tanques para
protección de la corrosión interior y exterior.
Si un fondo de tanque se protege con protección catódica o si se planea
protección catódica para el nuevo fondo, el fondo viejo deberá ser retirado
totalmente. Si este no se retira, el fondo viejo formará un escudo que
recolectará la corriente catódica a través del suelo y bloqueará la protección
catódica del fondo nuevo.
66
A menos que la protección catódica sea instalada entre los dos fondos de acero
o el fondo viejo sea retirado, aislado eléctricamente o cubierto con un material
no conductivo (figura 29), una celda galvánica puede resultar entre el nuevo y
viejo fondo.
La experiencia en la industria nos muestra, que si el electrolito conductor
existente entre ambos fondos, el flujo de corriente y la pérdida del metal será
desde el nuevo fondo, resultando fallas prematuras en éste.
Figura 29. Reemplazo del fondo de tanque viejo
(PEMEX, 2001)
67
2.2.4.7. Métodos para reducir la corrosión en los tanques de
almacenamiento
El mejor tiempo para el planeamiento de la solución a la corrosión es cuando se
encuentra en la fase de proyecto, para esto es necesario conocer las
características inherentes al medio y a los procesos involucrados en el equipo a
proteger.
En conocimiento a estas características se podrá echar mano a los recursos de
defensa contra la corrosión que son:
a. Alteración del medio
b. Especificar materiales resistentes a la corrosión
c. Sobre dimensionamiento
d. Aislamiento entre el objetivo por proteger y el medio
e. Protección catódica
f. Combinación de las anteriores
El procedimiento que combate la corrosión a base de recubrimientos y pinturas
es el más conocido, empleado y experimentado. En esta clasificación entra una
gran variedad de pinturas y recubrimientos tradicionales a bases de aceites,
secantes, alquitranes, bitúmenes, parafinas, resinas naturales y otros materiales
orgánicos. Adicionalmente existen recubrimientos metálicos como el cincado,
cromado, niquelado, etc. Para lograr una buena selección del recubrimiento se
debe hacer la identificación correcta del medio o agente corrosivo que actúa.
Con este conocimiento se puede determinar las características deseables del
material de recubrimiento.
La selección de los materiales a emplearse en diferentes medios corrosivos se
realiza teniendo en cuenta sus propiedades (mecánicas, físicas, resistencia a la
68
corrosión, soldabilidad, etc.), el aspecto económico y los requerimientos de
servicio.
El material a utilizarse en la fabricación de las láminas de los tanques debe ser
acero al carbono, del cual se ha podido comprobar, que cuando el porcentaje
de humedad está por debajo del 60% la corrosión puede considerarse
despreciable, teniendo una tasa de corrosión normal de hierros no pintados en
la atmósfera de aproximadamente 0.00734 pulgs/año. Sin embargo en algunas
atmósferas la corrosión es más rápida pudiendo llegar a 0.05 pulgs/año.
La corrosión exterior se reduce pintando periódicamente el techo y la coraza del
tanque. La superficie interior del techo y el interior de la coraza del tanque arriba
de la superficie del aceite, pueden protegerse de la acción corrosiva del azufre
“empapelándolas” con hojas de aluminio usando un adhesivo resistente al
aceite para unir la hoja a las superficies de las placas de acero.
La tabla 6, de acuerdo a Obando, muestra las ventajas y desventajas de los
diferentes métodos de control de corrosión en los tanques de almacenamiento.
69
Tabla 6. Comparación de los diferentes métodos de control
MÉTODO EJEMPLO VENTAJAS DESVENTAJAS
Sobre-diseño
Elementos estructurales o placas más gruesas de lo necesario
No se puede predecir la vida o el costo de remplazo. Costo inicial mayor. Exceso de peso
Alternando el medio
Sistema de alimentación de agua. Sistema de circulación de agua.
Es posible un control preciso.
Limitados a sistemas cerrados
Materiales resistentes a la corrosión
Cobre, níquel, cromo. Aleaciones de molibdeno con hierro o acero pvc. Polietileno. Plástico reforzado con fibras de vidrio
Larga vida. La única solución en muchos casos.
Altísimo costo inicial. Se requiere mucha especialización.
Protección catódica
Fondo de tanque. Tuberías bajo agua o tierra
Simple. Efectivo en presencia de un buen electrolito.
Se requiere inmersión. Difícil de operar en inversión seca.
Recubrimientos
Pintura o recubrimiento
Efectivo y versátil
Se requiere un análisis cuidadoso del problema de corrosión. Preparación de superficies y aplicación cuidadosa son indispensables.
Diseño contra la corrosión
Diseño en la etapa de ingeniería de detalle
Se puede elegir el método más económico y práctico
Obando, (2010)
METODOLOGÍA
69
3. METODOLOGÍA
3.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO EDÉN YUTURI
El Campo Edén Yuturi se encuentra ubicado en la provincia de Orellana, en el
extremo Sur oriental del Bloque 15, tal como se muestra en la figura 30; este
campo fue descubierto en el año de 1970 por la Corporación Estatal Petrolera
Ecuatoriana CEPE con la perforación de los pozos exploratorios Edén-1 y
Yuturi-1.
Desde 1999 este campo fue explorado y desarrollado por la empresa
norteamericana Occidental Exploration & Production Company, OEPC, que era
la adjudicataria del Bloque 15 hasta mayo del 2006 en que las operaciones del
Bloque 15 fueron tomadas por PETROECUADOR, después que el Estado
determinó la caducidad al contrato de participación que mantenía OEPC con la
Estatal PETROECUADOR.
El Campo Edén Yuturi está conformado por dos estructuras importantes, siendo
la más importante la estructura norte, adyacente a la falla que delimita el
Campo y la otra se encuentra en la parte Sur-Este, cuadrante inferior derecho
del Campo, de acuerdo Vizcaíno.
70
Figura 30. Ubicación geográfica
(Vizcaíno, 2008)
Figura 31. Distribución de islas de producción y central de proceso de campo EPF
(Vizcaíno, 2008)
71
3.2. DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN
INTRODUCCIÓN
Actualmente la unidad del bloque 15 opera con una de las instalaciones más
modernas y automáticas de Latinoamérica.
La automatización de los pozos permite realizar un monitoreo, análisis y
configuración de los mismos en tiempo real. Cada pozo transmite su
información a un servicio a un servidor central ubicado en el campamento EPF
de Edén-Yuturi en donde se procesa y almacena la información, la cual se
realiza por fibra óptica de la red SCADA y otros por radio.
Petroamazonas utiliza tecnología avanzada como la perforación en racimo
(perforación múltiple), que permite desde una misma plataforma perforar hasta
20 pozos, con un mínimo de impacto ambiental. Los sistemas de tratamiento y
procesos de crudo son modulares para ahorrar espacio físico.
Se han implementado tecnologías como la instalación de “completaciones
duales e inteligentes” que permiten la producción simultanea de dos reservorios
con monitoreo de cada uno de ellos.
72
-
Figura 32. Facilidades de producción bloque 15
3.2.1. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
El fluido viene desde los campos y los diferentes pozos que comprenden el
bloque 15. Los campos que conforman el bloque 15 son: Edén – Yuturi y
Limoncocha, Pacay, Quilla, Aguajal, Pañacocha, Paka Norte, Paka Sur; el
ingreso de crudo y agua llega a los pads A, C, D, F, G, J en una cantidad
promedio de 286 302 BPD, con un promedio de corte de agua de 79.1%; el
corte de agua comprende el agua libre que es aquella que se separa en los
equipos separadores en un tiempo máximo de 5 minutos y el agua
emulsionada; de este corte de agua corresponde un promedio de 59 815.11
BOPD y 226 577 BWPD.
73
Figura 33. PADS
Al crudo que ingresa por los pads, figura 33, se le inyecta demulsificante de
acción rápida y antiespumante, para el agua se inyecta inhibidor de escala,
inhibidor de corrosión, biocida y clarificador.
El fluido pasa a un tren de calentamiento en intercambiadores de calor
agua/fluido que aprovecha el calor del agua extraída en los separadores
trifásicos (FWKO) y los deshidratadores electrostáticos, luego pasa a calentarse
en intercambiadores crudo/crudo que aprovecha el calor del petróleo tratado en
los deshidratadores electrostáticos.
Existe un tren de 6 separadores trifásicos (FWKO, Free Water Knock Out) cuya
denominación es V-120, V-130, V-150, V-190, V-195; en estos equipos se
deshidrata el crudo en un 95% y sale el fluido con un 3% de corte de agua.
74
Figura 34. Separador trifásico
El 97% de agua deshidratada es descargada por esta línea en la que se agrega
químicos para control de corrosión, control de escala y biocidas, aguas abajo. El
fluido con un 3% de corte de agua ingresa a dos trenes de deshidratadores
electrostáticos, figura 35, los cuales trabajan a las siguientes condiciones: 24
000 VAC para alimentar a las rejillas ánodo–cátodo, temperatura de 220ºF,
presión 1.4 PSI, tiempo de residencia del fluido 35 minutos.
Figura 35. Deshidratador electrostático
75
A la salida de estos deshidratadores el crudo presenta un BSW (contenido de
agua emulsionada más sedimento) de 0.3%V, este crudo caliente se enfría
mediante intercambio de calor con fluido frío que viene desde los pads y
posteriormente se almacena en 4 tanques de capacidad de 11 000 BBL cada
uno, denominados T-202, T-203, T-400 y T-405.
El crudo almacenado tiene un API corregido promedio de 19.7 a 15.5°C
Figura 36. Tanques de almacenamiento de crudo
El control de operación en planta es automático y se lo hace a través de una
sala con 3 operadores, uno hace de campo con radio comunicación.
76
Figura 37. Sala de control
3.3. MÉTODOS DE CONTROL Y MONITOREO DE LA
CORROSIÓN EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO
En el presente trabajo se verifica los siguientes métodos de control de la
corrosión en los cuatro tanques de almacenamiento de crudo deshidratado.
3.3.1. SELECCIÓN DEL MATERIAL
La selección de material es la parte fundamental para la construcción, el diseño
y la resistencia a la corrosión, los materiales seleccionados deben tener una
fuerza electromotriz (FEM) cercana a cero para disminuir la velocidad de
corrosión, no se debe mezclar materiales de diferente composición química o
aleación ya que estos tendrán diferente FEM y se corroerá el más
electronegativo.
77
El material seleccionado está basado a la norma API 650 Welded Steel Tanks
for Oil Storage, el cual en la parte pertinente indica que la selección del material
debe realizarse de acuerdo a:
Materiales apropiados y sus métodos y procesos de producción.
Niveles permisibles de tensión
Resilencia
Los procedimientos de soldadura y consumibles
Resistencia al estrés térmico
La norma API 650 se aplica a tanques verticales, tanques cilíndricos, construido
sobre el nivel del piso, con techo cerrado o a cielo abierto; y a presión no mayor
que 2.5 lb/plg2.
Todas las planchas deben ser fabricadas por un proceso de corazón abierto,
horno eléctrico o de oxigeno básico. Los aceros producidos por un proceso de
control termo-mecánico pueden ser utilizados si cumplen con las
especificaciones químicas de resistencia mecánica y espesores. El espesor
máximo de las planchas será de 45 mm (1.75 in). Las planchas utilizadas en
insertos o bridas pueden ser de mayor espesor. Las planchas mas gruesas de
40mm (1.5 in) deberán ser normalizadas o templadas, reducidas a grano fino y
probadas al impacto.
Las láminas para los techos fijos y flotantes deben cumplir con las Normas
ASTM A 570M/A 570, Grado 33; las mismas que deben ser fabricadas en
acerías por hornos de corazón abierto o proceso de oxigeno básico. Se pueden
pedir en base a peso o espesores.
Los perfiles estructurales deben ser del siguiente tipo:
ASTM A 36M/A 36
78
ASTM A 131M/A 131
Aceros estructurales de AISC (Specification for Structural Steel Buildings,
Allowable Stress Design).
El tipo de acero utilizado debe ser: Acero “killed” o “semikilled” que es el acero
sometido a un proceso de desoxidación con un agente desoxidante fuerte,
como la silicona y/o el aluminio, para reducir el contenido de oxígeno a un nivel
tal, que no haya reacción entre el carbono y el oxígeno durante la solidificación.
El espesor mínimo nominal de planchas de fondo debe ser de 1/4” (6mm), (10.2
lbs/ft2) excluyendo cualquier tolerancia.
Se verifica que los tanques de almacenamiento de crudo del centro de
facilidades del bloque 15 Edén-Yuturi cumplen con estas especificaciones las
que se resumen a continuación:
Diámetro nominal:15 700 mm
Altura nominal:10 388 mm
Capacidad nominal: 2011.12 m3
Gravedad especifica del crudo para el diseño: 0.9358
Presión de diseño: 0.18 psi
Temperatura máxima de operación: 93.3ºC
Nivel liquido de diseño: 9 349 m
79
Tabla 7. Aleación de las planchas metálicas
ANILLO DEL CUERPO MATERIAL
12.7mm A-36
11.11mm A-36
7.93mm A-36
7.93mm A-36
7.93mm A-36
Vizcaíno, (2008)
3.3.2. CONSIDERACIONES DE DISEÑO
Es otro de los factores fundamentales en la disminución y control de la
corrosión.
Se debe establecer la temperatura de diseño del metal, la gravedad especifica
de diseño, la tolerancia de corrosión, y la velocidad del viento para el diseño.
Además de considerar las cargas externas si hubiera, estas afectarán el diseño
de las bocas.
3.3.2.1. Placas anulares
Deben tener el ancho radial que permita un espacio de mínimo 24” (600mm)
entre la parte interna del cuerpo y cualquier junta sobrepuesta del fondo, y al
menos debe proyectarse 2” (50mm) fuera del cuerpo del tanque.
El espesor del cuerpo del tanque debe ser calculado con la altura del tanque H
llena de agua.
80
Cada anillo debe ser calculado para su altura de presión con agua, y ningún
anillo inferior puede tener menos espesor que el siguiente en altura.
3.3.2.2. Diseño del cuerpo
A menos que se especifique lo contrario, el diámetro nominal del tanque será el
del diámetro de la línea de centro de las placas de fondo. El espesor nominal es
con el que se construye.
Cuando se especifique, las planchas con un espesor mínimo de 6 mm pueden
ser sustituidas por planchas de 1/4".
Para el cálculo de los máximos esfuerzos durante la prueba hidrostática, se
debe usar el espesor bruto de las planchas incluyendo la tolerancia de
corrosión.
La prueba hidrostática deberá basarse en 3/4 del esfuerzo de fluencia, ó 3/7 del
esfuerzo de tensión, el que sea menor.
3.3.2.3. Entradas de hombre (manholes)
Las entradas de hombre son boquillas de tamaños predeterminados y se puede
admitir otras formas y tamaños. Los refuerzos deben tener un agujero roscado
de ¼” para hacer la prueba de fuga en las soldaduras.
El agujero debe estar localizado en el eje horizontal y estar abierto.
81
3.3.2.4. Boquillas en los anillos y bridas
Deben ser de acuerdo a las figuras normalizadas, pero se puede permitir otras
formas. Los refuerzos deben tener un agujero roscado de 1/4” para hacer la
prueba de fuga en las soldaduras.
El agujero debe estar localizado en el eje horizontal y estar abierto a la
atmósfera.
3.3.2.5. Puertas de Limpieza
Las puertas de limpieza deben ubicarse en zonas adecuadas y accesibles para
la función que tendrán.
Deben tener acceso para retirarlos materiales que se saquen por ahí, y no
deben tener interferencias con tuberías de proceso.
La apertura debe ser rectangular pero con los filos redondeados con un radio
igual a 1/2 la altura mayor de la apertura. La apertura reforzada debe ser
completamente pre-ensamblada y tratada térmicamente antes de instalarse en
el tanque.
Similar tratamiento de diseño según a normativa debe darse a las boquillas, a
las bocas de limpieza, a las boquillas en el cuerpo, boquillas en los anillos y
bridas, bocas de techo, drenajes de fondo y refuerzos estructurales.
82
3.3.2.6. Tratamiento térmico de alivio de tensiones
Todas las puertas de limpieza y accesorios grandes deben ser tratados
térmicamente para aliviarlas tensiones luego de ser ensamblados y antes de ser
instalados en el tanque, o después de ser instalados si todo el tanque va a ser
sometido a tratamiento térmico.
El rango de temperaturas para el alivio de tensiones es entre 1 100º Fa 1 200º F
(600º C – 650º C) por una hora por pulgada de espesor de pared.
El ensamble debe incluir la plancha de piso o anular y la soldadura de la brida al
cuello.
Figura 38. Refuerzos estructurales
(Vizcaíno, 2008)
83
3.3.2.7. Refuerzos contra vientos
Todo tanque abierto en la parte superior, necesita los anillos de refuerzo para
mantener su redondez contra las fuerzas de viento.
Los refuerzos se instalarán en el tope del tanque o cerca del tope,
preferentemente en la parte externa. Estos refuerzos se construirán con
materiales estructurales, dependiendo del tamaño y espesor.
El mínimo tamaño a usar será el ángulo de 2 ½” x 2 ½” x 1/4”.
El espesor mínimo de cualquier elemento de refuerzo será de 1/4”.
Cuando los anillos de refuerzo están localizados más bajo que 2 pies del tope
del tanque, se usarán ángulos de 2 ½” x 2 ½” x 3/16” para anillos de 3/16” de
espesor, y ángulos de 3” x 3”x ¼” para anillos de más de 3/16” de espesor, o
con perfiles estructurales con un módulo de sección equivalente.
Los refuerzos que puedan retener líquido, deberán tener agujeros de drenaje.
Las sueldas cuando crucen cordones verticales, deberán estar ubicadas a 6” de
la junta vertical.
3.3.2.8. Techos y cubiertas
Todos los techos y estructuras soportantes deberán ser diseñados para
soportar una carga muerta y una carga viva uniforme no menor que 25 lbf/pie2
de área proyectada.
Las planchas de cubiertas deberán tener un espesor mínimo de 3/16”.
La tolerancia para corrosión se añadirá al espesor de diseño.
84
Las planchas de techos cónicos soportados no deberán fijarse a los miembros
de soporte.
Todos los miembros estructurales internos o externos deberán tener un espesor
nominal mínimo de 0.17” (~3/16”).
Las planchas de techo se unirán al ángulo de filo con un cordón continuo solo
en el lado superior.
El espesor mínimo de cualquier elemento estructural incluyendo la tolerancia de
corrosión en el lado expuesto, no será menor de 1/4” para columnas, soportes,
vigas o refuerzos que por diseño estén para resistir fuerzas compresivas de
0.17” H2O.
3.3.2.9. Carga de viento y estabilidad de vuelco
La carga de viento se basa en vientos de hasta 100 millas/hora (160 KPH).
La presión de viento será de 30 lbf/pie2 en superficies verticales planas, 18
lbf/pie2 en proyecciones de superficies cilíndricas, y 15 lbf/pie2 en proyecciones
de superficies cónicas y de doble curva.
En caso necesario, las cargas de viento se ajustarán de acuerdo al siguiente
radio:
(V/100)2 en MPH,
(V/160)2 en KPH
85
Figura 39. Deformación por carga de viento
(Vizcaíno, 2008)
3.3.2.10. Montaje de tanques
El proceso de soldadura se escogerá de acuerdo a las necesidades y
condiciones, y se procederá a calificarlo junto con la calificación de soldadores,
de acuerdo a la ASME Sección IX.
En juntas verticales se acepta socavados máximos de 1/64”. En juntas
horizontales, se acepta un socavado máximo de 1/32”
Los refuerzos de soldaduras deberán mantenerse dentro de los siguientes
límites:
Tabla 8. Límites de refuerzos de soldaduras
Ávila, (1995)
86
Todas las sueldas provisionales deberán ser removidas con cuidado.
Los fondos deben ser soldados siguiendo un procedimiento que permita la
menor distorsión de las planchas.
La soldadura del primer anillo al fondo prácticamente debe terminarse antes de
completar las sueldas de fondo dejadas para compensar la deformación del
fondo.
Las sueldas completadas de partes o piezas con alivio de tensiones deben ser
examinadas visualmente, y con un método aprobado como líquido penetrante o
partícula magnética, después del alivio de tensiones, pero antes de la prueba
hidrostática.
Techos y fondos se prueban con líquidos penetrantes en las costuras, o con
una campana neumática con una solución de jabón o detergente apropiada.
La junta del primer anillo con el fondo, se prueba luego determinada la
soldadura interna, con líquidos penetrantes o un solvente como el diesel o
nafta.
3.3.2.11. Prueba hidrostática
Se llena con agua hasta el nivel máximo, H y se lo mantiene durante un período
de tiempo suficiente. Si es un tanque con techo hermético, se lo llena hasta 2”
sobre la suelda del techo con el anillo superior.
87
3.3.2.12. Reparaciones
Todos los defectos deben ser reparados. Perforaciones menores, porosidades,
rajaduras, y cualquier otros defectos deben ser reparados con soldadura, no se
permite pasteados o rellenos.
Si el tanque ha sido llenado con agua, las reparaciones deben hacerse con el
nivel de agua al menos 1 pie más bajo del sitio de reparación.
Si el daño es cerca del fondo, el tanque debe vaciarse y secarse.
No se permiten reparaciones en tanques que han estado llenos de petróleo,
hasta que se vacíe y desgasifique completamente el tanque.
Todas las líneas de conexión deben sellarse antes de cualquier reparación.
3.3.3. PROTECCIÓN CATÓDICA
Se aplica en tanques mayores de 500 barriles de capacidad.
Ánodo: Electrodo de una celda electroquímica en el cual ocurre la oxidación
(corrosión).
Cátodo: Electrodo de una celda electroquímica sobre el cual ocurre una
reacción de reducción.
La mayoría de los suelos húmedos son el común electrolito para superficies
externas como el fondo del tanque, mientras que el agua y los sedimentos son
el electrolito para las partes internas.
Áreas con baja concentración de oxígeno llegan a ser anódicas y áreas con alta
concentración llegan a ser catódicas
88
Figura 40. Esquema de un área de protección catódica
(Vizcaíno, 2008)
El diseño de la protección catódica requiere de la siguiente información:
Diseño de las bases
Plano del sitio, incluyendo layout
Fechas de construcción
Propiedades del suelo y resistividad
Tabla de agua
Presencia y tipos de recubrimientos o láminas
Reparaciones realizadas
Cambios en las condiciones de suelo
Membrana de contención secundaria
Fondo secundario
Protección catódica existente en estructuras cercanas
Mantenimientos
Expectativa de vida útil
Ubicación de rectificador
89
Tipo de producto almacenado
Temperatura del producto
Presencia y profundidad de fondos de agua
Frecuencia de llenado y descarga.
Los monitoreos para determinar la velocidad de corrosión de los tanques de
almacenamiento requieren la siguiente información:
Inspección del tanque (API 653)
Registros de rata de corrosión
Problemas de corrosión en tanques cercanos
Corrosión en tanques deconstrucción similar
Problemas de corrientes parásitas
Diseño y rendimiento de sistemas previos de protección contra la
corrosión
Inspecciones de potenciales de la estructura-suelo.
Tabla 9. Clasificación general de resistividad
API 653, (2001)
90
3.3.3.1. Mecanismos de corrosión
Corrosión interna, la experiencia dicta que la corrosión puede ocurrir en la
superficie interna del fondo del tanque, y esta puede ocurrir por:
Conductividad (sólidos disueltos)
Sólidos suspendidos
Nivel de PH
Gases disueltos CO2, H2S, ó O2
3.3.3.2. Método de protección catódica
Galvánico.- usa un metal más activo que la estructura a proteger para
suministrar la corriente requerida para detenerla corrosión.
El metal más activo se llama ánodo, y se lo conoce comúnmente como
ánodo galvánico o ánodo de sacrificio.
El ánodo se conecta eléctricamente a la estructura a ser protegida y se lo
entierra. El metal activo del ánodo se corroe (es sacrificado) mientras que la
estructura de metal (cátodo) se protege. Para ánodos galvánicos enterrados se
usa magnesio y zinc.
Los ánodos se distribuyen alrededor del perímetro del tanque o se entierran
debajo del fondo del tanque. Estos sistemas se utilizan con tanques pequeños.
91
Figura 41. Esquema de ubicación de ánodos de sacrificio
(Vizcaíno, 2008)
Desventajas del sistema galvánico:
o El potencial manejado es limitado
o La salida de corriente es baja
o Este método se limita su uso a terrenos de baja resistividad
o No es práctico para proteger grandes estructuras expuestas
Corriente impresa.- usa corriente directa, usualmente provista por un
rectificador conectado a una fuente de CA. El rectificador convierte la
corriente alterna en corriente continua. La corriente continua fluye al
ánodo enterrado de corriente impresa, del ánodo va a través del suelo
electrolito, y completa al llegar al fondo del tanque.
92
Figura 42. Instalación vertical de ánodos de sacrificio
(Vizcaíno, 2008)
Ventajas del sistema de corriente impresa:
o Disponibilidad de alto potencial de envío
o Salida alta de corriente capaz de proteger grandes estructuras
o Capacidad de salida de corriente variable
o Aplicable a la mayoría de resistividades de terrenos.
Desventajas del sistema de corriente impresa:
o Posibles interferencias a otras estructuras
o Pérdida de energía significa pérdida de protección
o Costos altos de operación y mantenimiento
o Costos elevados para instalaciones pequeñas
o Ubicación de los rectificadores, debe ser segura y protegida
o Aspectos de seguridad de la conexión del polo negativo
93
o Necesita monitoreo frecuente.
Los ánodos de corriente impresa utilizados en tierra son hechos de grafito,
acero, silicón puro, hierro fundido, o una mezcla de óxidos de metal con titanio.
Los ánodos se entierran en un cilindro relleno de coke para extender su vida y
reducir la resistencia del circuito.
Estos ánodos pueden ser enterrados en sitios remotos, pueden ser distribuidos
alrededor del tanque, instalados debajo del tanque, o instalados en fosas
profundas.
3.3.3.3. Diseño de sistema de protección catódica
Los sistemas de protección catódica son diseñados e instalados para
prevenir la corrosión de los fondos de los tanques.
Deben entregar y distribuir suficiente corriente al fondo del tanque.
Debe suministrar un tiempo de vida útil adecuado de los ánodos.
Debe prever tolerancias para cambios en los requerimientos de corriente
con el tiempo.
Colocar cables, ánodos, rectificadores, y estaciones de prueba donde no
los dañen.
Debe tener mínima interferencia con otras estructuras vecinas.
Suministrar suficientes puntos de control para determinar la efectividad
de la protección al fondo del tanque.
94
Figura 43. Instalación de nuevos ánodos de sacrificio horizontalmente
(Vizcaíno, 2008)
Se deberá desarrollar un potencial negativo (catódico) de al menos 850 mV con
la corriente aplicada de protección catódica. Este potencial se mide con
respecto al electrodo saturado de cobre/ cobre sulfato de referencia.
Debe medirse un potencial polarizado negativo de al menos 850 mV relativo al
electrodo. Un mínimo de 100 mV de polarización catódica debe medirse entre la
superficie metálica del fondo del tanque y un electrodo de referencia en
contacto con el electrolito.
95
Figura 44. Medición del potencial catódico del metal
(Vizcaíno, 2008)
Figura 45. Instalación de un ánodo de sacrificio
(Vizcaíno, 2008)
96
Figura 46. Medición del potencial del sistema de protección instalado
(Vizcaíno, 2008)
Figura 47. Instalación del sitio de monitoreo
(Vizcaíno, 2008)
97
Figura 48. Protección Catódica
Figura 49. Colocación de Carbón
98
Figura 50. Instalación del ánodo
3.3.4. SOBREPROTECCIÓN O RECUBRIMIENTOS
Se dice que una estructura o, en ocasiones, alguna parte de la misma está
sobreprotegida cuando la densidad de corriente intercambiada en su superficie
es mayor que la necesaria para una protección completa. En general, esta
condición sucede cuando la protección catódica se efectúa mediante el sistema
de corriente impresa.
Evidentemente la sobreprotección debe evitarse, tanto porque implica un
consumo inútil de electricidad, un mayor consumo del ánodo y especialmente,
por el daño indirecto que puede provocar: ampollamiento del recubrimiento,
degradación del mismo, desprendimiento de hidrógeno con posibilidad de
fragilización del acero.
En general, las pinturas pueden aplicarse con éxito aun en condiciones de
sobreprotección cuando son muy adherentes y muy resistentes químicamente
99
(se deben excluir por ejemplo las pinturas saponificables), además de que
deben poseer un espesor suficiente para aumentar la impermeabilidad.
Sin duda, en condiciones de protección normal, el primario inorgánico de Zn se
comporta bien y puede utilizarse por ejemplo en sistemas de protección con
ánodos de sacrificio de Zn o Al.
Por lo que se refiere a la influencia del espesor, en la Tabla 10, según Ávila, se
indican los espesores mínimos de varios tipos de pinturas que resisten a un
potencial de -900 mV vs. Ag/AgCI. Estos valores parecen muy altos en cuanto a
que, en la práctica, se utilizan sin grandes problemas espesores menores.
Tabla 10. Espesores mínimos para diversos esquemas de pintado resistentes a un potencial de -900 mV vs. Ag/AgCl
Ávila, (1995)
Se verifica que estos tanques están pintados con pintura epóxico-fenólico tanto
la cara externa como la cara interna de los mismos, previamente la superficie
fue tratada con sandblasting, para la pintura del tanque se toma en cuenta lo
siguiente:
100
Revisión de toda la estructura
Retiro y remplazo de planchas defectuosas por corrosión
Prueba de tintas penetrantes a los cordones de suelda nuevos
Las planchas de reparación de ben ser de la misma especificación del
tanque original
Pruebas de Rayos X a soldaduras
Prueba de rugosidad para anclaje de la pintura
Medición de espesores de pintura en húmedo y en seco (mínimo 7 mils)
Prueba de adherencia, prueba de continuidad y cubrimiento
En las reparaciones se debe hacer control de calidad de soldadura como:
calificación de procedimiento de soldadura, calificación de soldadores,
seguimiento de juntas, tomas de Rayos X y ensayos no destructivos.
En el anexo 1 se indica las especificaciones técnicas para pinturas y
recubrimientos en metales en el sector petrolero y además de los
procedimientos de trabajo a seguir.
El color de la pintura y los logotipos si cumple con las normas de Petroecuador
PE-SHI-009 “Identificación de Tanques y Tuberías”; SI-010 “Colores Patrones
para el uso Sistema Petroecuador”; SI-011 “Tamaños de Letras y Números” y
81-012 “Logotipo Petroecuador”.
3.3.4.1. Componentes del sistema de protección catódica por
corriente impresa
Los componentes de un sistema de protección catódica con corriente impresa
son: Ánodo, Fuente de corriente y Cable portador de la corriente.
101
- Fuentes de corriente
El sistema de corriente impresa requiere de una fuente de corriente continua,
sin importar de dónde provenga, con la condición de que se mantenga pese al
paso del tiempo.
Un sistema de corriente impresa debe de poder funcionar de forma permanente
al menos durante diez años.
- Ánodos auxiliares
Todos los ánodos van consumiéndose a mayor o menor velocidad con el paso
de la corriente. Así, por ejemplo, la chatarra de hierro se consume muy
rápidamente y el titanio platinado a un ritmo muy lento.
La elección de un ánodo no se hace solamente en base a su consumo o a la
densidad de corriente que puede proporcionar; hay que tener en cuenta,
además, sus propiedades de resistencia mecánica, su resistencia a la erosión.
También su facilidad de instalación, el tiempo de sustitución e incluso su
disponibilidad en el mercado.
En la tabla 11 Ávila resume las propiedades principales de los ánodos utilizados
en la corriente impresa, clasificados según su consumo y el medio en el que
puede utilizarse.
102
Tabla 11. Características principales de los ánodos usados en la corriente impresa
Ávila, (1995)
103
- Cable portador de la corriente
Figura 51. Cable portador de la corriente
3.3.4.2. Backfill o Activador
Los ánodos de corriente impresa llevan casi siempre un lecho de bentonita o
polvo de coque que permite retener el agua en función de ésta propiedad deben
ejercer tres funciones principales:
1. Reducir la resistencia de contacto ánodo-suelo.
2. Estabilizar el potencial del ánodo, evitar la polarización y asegurar una
fuente segura de corriente.
3. Mejorar el rendimiento, disminuyendo la corrosión espontánea y
consiguiendo un ataque del ánodo uniforme.
104
Numerosos productos químicos han sido utilizados en la composición del
"activador o backfill", como por ejemplo la arcilla ordinaria, la bentonita, el
sulfato de calcio, la cal, el hidróxido de sodio, el dicromato de sodio, el cloruro
de sodio, el sulfato de sodio, el de magnesio, polvo de coque, etc. Miño en la
tabla 12, muestra las características del activador.
Tabla 12. Características del Backfill
Químicas Físicas
Volátiles 0,1% Densidad volumétrica mayor 110 kg/m3
Ceniza menor al 3,3% Porosidad específica menor 45%
Silicio menor a 1400 ppm Gravedad específica 2.0
Hierro menor a 1000 ppm Tamaño de partícula 100% menor 10mm; 90% mayor 0.5mm
Azufre menor al 3%
Carbón mayor 90%
Miño, (2011)
ANÁLISIS DE RESULTADOS
105
4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
4.1. CÁLCULO DE LA PROTECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE
LOS ÁNODOS
El cálculo de un sistema de protección catódica con corriente impresa es
relativamente más sencillo que el de ánodos galvánicos. De hecho, no es
necesario optimizar las dimensiones y peso de los ánodos para garantizar por
un lado el suministro de la corriente necesaria para la protección, y por el otro la
duración de los ánodos elegidos.
Una vez establecida la corriente total de protección, se elige el tipo de ánodo
con base en los criterios examinados anteriormente y teniendo en cuenta la
densidad de corriente máxima que puede suministrar cada ánodo, se determina
su número por exceso con respecto al teórico, para así poder obtener un mayor
grado de confiabilidad.
La elección de instalar pocos ánodos resulta sin duda más económica, pero en
este caso es necesario tener presente que si se instalan pocos ánodos el
sistema pierde confiabilidad, pues si uno de los ánodos queda fuera de servicio,
esto significará una pérdida de protección que puede oscilar entre 50 y 100%, lo
cual no sucede cuando se colocan muchos ánodos pequeños distribuidos en
toda la estructura.
En la ubicación de los ánodos o del lecho anódico es muy importante conocer la
posición de posibles estructuras que pudieran estar presentes en las
vecindades, con objeto de evitar fenómenos de interferencia que puedan
provocar ataques graves de corrosión.
106
4.2. CÁLCULO PARA LA CAPACIDAD DE UN TANQUE
La capacidad de un tanque de almacenamiento se calcula mediante la siguiente
ecuación:
[5.1]
Donde:
C: capacidad en barriles de 42 galones.
D: diámetro nominal, en pies.
H: altura nominal, en pies.
Para nuestro caso, el resultado es:
Diámetro: 15 700mm = 15.7m = 51.5 pies
Altura: 10 388mm = 10.388m = 34.1 pies
Usando la ecuación 4.1 se obtiene:
C = 0.14 * 51.52* 34.1
C = 12 661 BBL
La capacidad nominal de estos tanques es de 11 000 BBL, hay que considerar
un factor de confianza de hasta un 15% del volumen nominal por lo que resulta
en 12 661 BBL.
107
4.2.1. MEDICIÓN DE ESPESORES MÍNIMOS
Por razones implícitas en los procesos de fabricación y el dimensionamiento,
los tanques de acero requieren de espesores normalizados y de
recomendaciones por parte del fabricante con la finalidad de prevenir problemas
de corrosión, abrasión que pueden llevar al colapso de los mismos.
Los cálculos presentados a continuación son especificados por la norma API
653 (Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction), estos cálculos
detallan valores mínimos con los que debe funcionar un tanque de
almacenamiento.
4.2.1.1. Medidor de espesores DMS 2
El DMS 2 es un medidor de espesores portátil con registrador de datos
integrado. Con este aparato se puede medir el espesor de pared en las piezas
más diversas, por ejemplo, en tubos, contenedores a presión y en otras piezas
de equipos sujetas a una reducción gradual del espesor. De este modo, el DMS
2 es especialmente indicado para mediciones con el fin de comprobar la
corrosión documentada. Este medidor de espesores sirve para comprobar que
los tanques estén en buen estado y no exista posibilidades de fuga.
108
Figura 52. Medidor de espesores DMS 2
- Características especiales del DMS 2
Pantalla LCD grande para visualización del valor de medición y de
AScan.
Indicación grande del valor de medición para poder leerlo cómodamente
incluso a gran distancia.
Rango de medición 0.2... 635 mm (acero), según el palpador, el material
y la superficie.
Precisión digital de 0.01 mm o 0.1 mm (seleccionable) a través de todo el
rango de medición.
Unidades conmutables entre pulgadas y mm, todos los valores de
medición se convierten a la unidad seleccionada.
Bajo peso (725 g incluidas baterías).
109
Funcionamiento con acumuladores, tiempo de servicio de 40 horas
mínimo. (con frecuencia de medición 4 Hz, iluminación de fondo
apagada).
Carcasa de plástico resistente a los golpes con panel de mando fácil de
limpiar.
Protección contra el polvo y la humedad (IP54).
Registrador de datos integrado para el almacenamiento de 150 000
valores de medición o 1 100 A-Scan o B-Scan (ampliable a 318 000 / 2
400)
Almacenamiento opcional de informaciones adicionales para cada lugar
de medición (p. ej., datos de palpador, velocidad del sonido, fecha y
hora, calibración)
Almacenamiento de hasta 20 registros de datos de ajuste
Inserción de textos de comentarios de hasta 64 Caracteres
Detección automática de palpador con los palpadores de diálogo, óptimo
ajuste y rendimiento del aparato, especialmente exactitud de medición
superior gracias a los datos de corrección de errores de desvío
individuales almacenados en el palpador.
Tipo de funcionamiento Dual-Multi para la medición a través de
revestimientos.
Límites mínimo y máximo programables con señalización de alarma
mediante LED y bocina (desconectable).
Interfaz RS-232 para la transmisión de datos A-Scan y B-Scan y
protocolos a una impresora o un PC.
Función de bloqueo para evitar modificaciones involuntarias de los
valores de ajuste.
110
4.2.1.2. Cálculo de espesor mínimo requerido para paredes
El espesor mínimo aceptable para tanques cuyos diámetros son menores a los
200 pies (61m), se calcula mediante la fórmula:
( )
( ) [5.2]
Donde:
tmin: espesor mínimo aceptable, en pulgadas, pero sin embargo el espesor no
deberá ser inferior a 0.1 pulgadas para ningún anillo.
D: diámetro nominal del tanque, en pies.
H: altura, en pies, la misma que es medida desde la parte inferior de la longitud
L, empezando en el área donde la corrosión es más severa, en cada anillo,
hasta el máximo nivel de llenado del líquido según el diseño.
G: la gravedad más alta específica del fluido a almacenarse.
S: esfuerzo máximo permisible del material en PSI, del cual se utiliza el valor
más bajo de las longitudes 0.80Y o 0.426T para el fondo y el segundo anillo, y
para los otros anillos se utiliza el más bajo entre 0.88Y y 0.427T.
Y: especificación del material para la mínima resistencia a la fluencia, pero si se
desconoce las especificaciones de la resistencia a la fluencia del material se
debe trabajar con 30 000 PSI.
111
T: Especificación del material para la menor resistencia a la tensión u 80 000
PSI, pero si se desconoce las especificaciones de la menor resistencia a la
tensión del material se debe trabajar con 55 000 PSI.
E: Eficiencia original de soldadura para el tanque, pero si se desconoce el valor
original de la eficiencia de soldadura, se debe utilizar los valores referidos en la
tabla 4-2 de la norma API 653, y se debe usar un E de 1.0, cuando las
mediciones se las realizó a una pulgada o a dos veces el espesor del material,
medido desde la soldadura.
Para el presente caso se obtuvieron los siguientes datos de campo:
D: 10.700 m = 51.5 pies
H: 10.388 m = 34.1 pis
G: 0.9358
Y: 30 000 PSI
T: 55 000 PSI
Calculamos “S” que es el esfuerzo máximo a la rotura permisible del material en
PSI:
0.80Y = 0.80 (30 000) = 24 000
0.426T = 0.426 (55 000) =23 430
De los valores anteriores, se escoge para el cálculo el menor de ellos, según
indica la norma API 653; por lo que se obtiene al remplazar valores:
112
( )
( )
El cálculo del espesor mínimo permisible se lo realiza en las áreas críticas de la
pared del tanque, los mismos que deben ser comparados con los valores
medidos durante la inspección técnica, y de esta manera aplicar métodos
correctivos o preventivos, por ejemplo, si se necesita cambiar placas, limitar
altura de llenado o retirar equipo de operación.
En caso de presentarse zonas de considerable áreas con alta corrosión, el
inspector debe realizar la inspección por medición de espesores para
determinar el valor del mínimo espesor t2 para el área afectada, sin tomar en
cuenta los sectores que presenten picadura, posteriormente debe marcar líneas
verticales de longitud L, las cuales deben ser trazadas en espacios iguales, de
las cuales se debe obtener un espesor promedio más bajo (t1) del área
escogida, la longitud de L se la determina de la siguiente manera:
√( ) [5.3]
Donde:
L: máxima longitud vertical, sobre la cual se promediará los más bajos
espesores t1.
D: diámetro nominal del tanque, en pulgadas.
t2: mínimo espesor del área corroída, incluso las picaduras, en pulgadas.
113
t1: espesor promedio más bajo, en pulgadas.
Tomando en cuenta los espesores de aceptación resultaría lo siguiente:
En caso de no cumplir estos espesores de aceptación se procederá a realizar
las reparaciones pertinentes donde se debe proceder de la siguiente manera:
Según la norma API 650, el espesor mínimo para el proceso de construcción de
los anillos de las paredes de los tanques de almacenamiento con diámetro
mayor a 61 m, es de 3/8 de pulgada (9.5mm) y refiriéndose a la soldadura, el
espesor mínimo de las juntas soldadas a tope debe ser igual a 3/8 de pulgada
(9.5mm), mientras para juntas soldadas a traslape debe ser de 5/8” (15.8mm),
para tanques superiores a 200 pies (61m) de diámetro.
Para nuestro caso el diámetro de los tanques esta menor a los 15m, por lo tanto
el espesor mínimo de la plancha para la paredes debe ser 3/16 pulgadas.
Tabla 13. Espesores mínimos para tanques de capacidades diferentes
Diámetro nominal del tanque Espesor nominal de pared
Metros (m) Pies (ft) Milímetros (mm) Pulgadas (in)
<15 <50 5 3/16
15-36 50-120 6 1/4
36-61 120-200 8 5/16
>61 >200 10 3/8
API Standard 650, (2007)
114
4.2.1.3. Cálculo de espesor mínimo requerido para fondos
Ya obtenidas las mediciones de espesores en las áreas pertenecientes al fondo
del tanque, se procede con lo dispuesto por la norma API 653, aplicando la
siguiente fórmula:
MRT = (mínimo RTbc) – Or(StPr + UPr)
Ó [5.4]
MRT = (mínimo RTip) – Or(StPr + UPr)
Donde:
MRT: espesor mínimo remanente al final de un intervalo Or.
Or: intervalo de operación en servicio (años a la próxima inspección interna)
RTbc: espesor mínimo remanente del fondo del lado de la corrosión después de
las reparaciones.
RTip: espesor mínimo remanente del fondo por corrosión interna después de las
reparaciones.
StPr: máxima rata de corrosión no reparada sobre el lado superior. StPr= 0 para
áreas recubiertas del fondo. La expectativa de vida del recubrimiento debe ser
igual o exceder Or para usar StPr= 0.
UPr: máxima rata de corrosión en el fondo. Para calcular la rata de corrosión, se
debe usar el espesor mínimo remanente después de reparaciones. También se
usa un UPr= 0 para las zonas que han sido protegidas con ánodos de sacrificio.
115
Tabla 14. Mínimos espesores en placas para fondo de tanques
Mínimos espesores de las placas del fondo del tanque, luego de realizada la inspección
Diseño fondo/cimentación del
tanque
Milímetros (mm) Pulgadas (in)
2.54
0.10
Sin medios para detección y control de fugas.
1.27
0.05
Con medios para detección y control de fugas.
1.27
0.05
Fondos reforzados con recubrimientos de espesor mayor a 0.05 pulgadas o 1.27 mm, y acorde a la norma API RP 652.
API Standard 650, (2007)
4.2.2. CÁLCULO DE LA VELOCIDAD DE CORROSIÓN EN TANQUES
La velocidad de corrosión es un parámetro que muestra el avance de la
corrosión en un periodo de tiempo determinado, además permite tener una
relación del espesor actual con los espesores tomados en anteriores
inspecciones, o con el espesor de diseño del tanque.
Este cálculo se lo realiza tanto para tanques atmosféricos, tanques a baja
presión y recipientes de alta presión, utilizando la siguiente fórmula:
( )
[5.5]
Donde:
Vc: velocidad de corrosión, en pulgadas por año ó milímetro por año.
Eo: espesor de placa original o el medido en una inspección anterior, en
pulgadas o milímetros.
116
Em: espesor de la placa medido durante la inspección en curso, en pulgadas o
milímetros.
T: tiempo de servicio en el lapso considerado, en años.
Utilizando la ecuación 4.5 con los datos obtenidos en el campo:
Datos:
Eo: 0.18 pulg.
Emin: 0.15 pulg.
T: 10 años
( )
La velocidad de corrosión calculada en tanques de servicio de similares
características, se las debe comparar con los siguientes criterios:
Para velocidades de corrosión mayores a 0.001 pulg/año o 0.025
mm/año que determine una vida remanente menor a 4 años, es
recomendable que se realice una inspección con medición de espesores
en un periodo no mayor de dos años.
Para velocidades de corrosión menores a 0.001 pulg/año o 0.025
mm/año la inspección interna no es necesaria en caso de que la
velocidad de corrosión presente valores mayores a los señalados; la
117
inspección interna de verá realizarse en un periodo máximo que no debe
exceder el 25% de la vida remanente o en su defecto cada 10 años, pero
tomando en cuenta el que sea menor.
Para la inspección visual, la norma API 510 (Pressure Vessel Inspection Code:
Maintenance Inspection, Rating, Repair, and Alteration) recomienda que por lo
menos se realice cada 5 años o al 25% de la vida remanente del tanque, pero
tomando en cuenta el que sea menor.
4.2.2.1. Cálculo de la vida útil estimada para tanques
En la siguiente fórmula se tiene la relación del espesor mínimo, el espesor
mínimo requerido según el código de construcción y la velocidad de corrosión.
( )
[5.6]
Donde:
Vu: vida útil estimada, en años.
Vc: velocidad de corrosión, en pulgadas por año.
Em: espesor de la placa medido durante la inspección en curso, en pulgadas o
milímetros.
Emin: espesor mínimo requerido según la norma de construcción utilizada, en
pulgadas o milímetros.
Utilizando los datos obtenidos:
118
Em: 0,15 pulg.
Emin: 0,18 pulg.
Vc: 0,003 pulg/año
Entonces:
( )
El valor es negativo debido a que indica el tiempo de vida que le queda al
tanque.
4.2.3. CÁLCULOS DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA POR
CORRIENTE IMPRESA
4.2.3.1. Datos de Ánodos (Ferrosilicio)
Los ánodos elegidos para la protección catódica con corriente impresa en estos
tanques son los de ferrosilicio.
Datos de campo del ánodo Ferrosilicio:
Peso: 27 kg
Longitud: 1.500 m
Diámetro: 0.075 m
Disipasión: 0.3 kg/A-año
119
4.2.3.2. Área a proteger
Se calcula la masa y el área metálica a proteger.
[5.7]
Donde:
AB: área a proteger, en m2
f: porcentaje de área desnuda, %
3.1416
D: diámetro del tanque a proteger, en m
H: altura del tanque a proteger, en m
Para un tanque de almacenamiento:
AB: área a proteger, en m2
f: porcentaje de área desnuda, 100 %
3.1416
D: 10.700 m
H: 10.388 m
120
El área de la tapa y del fondo se calcula con la siguiente ecuación:
[5.8]
Como se debe calcular la tapa y el fondo, este resultado se multiplica por 2
Entonces para obtener el total del área a proteger se debe hacer la sumatoria
de las áreas del cilindro, tapa y fondo:
Pero en el centro de facilidades existen 4 tanques de almacenamiento de la
misma capacidad, entonces:
121
4.2.3.3. Cálculo de la corriente necesaria o requerida para el sistema
[5.9]
Donde:
I: corriente requerida, en amperios
Id: densidad de corriente requerida, 30 mA/m2, dato de campo.
( )
4.2.3.4. Cálculo de la masa anódica requerida
[5.10]
Donde:
W: peso total de masa anódica requerida, en kg
Dr: disipasión del ánodo en 0.3 kg/A-año (Ferrosilicio)
Dl: vida de diseño del sistema, 25 años.
122
4.2.3.5. Cálculo del número de ánodos requeridos
[5.11]
Donde:
N: número de ánodos requeridos
W: peso total de l amasa anódica requerida
WA: peso de cada ánodo, 27 kg (ferrosilicio)
Se recalca que se instala un ánodo de sacrificio colgante en el techo de cada
tanque y un ánodo de sacrificio en el fondo del tanque, en la bota de
recolección de agua.
123
Figura 53. Ánodo de sacrificio en la bota de recolección de agua del fondo del tanque
4.2.3.6. Resistencia de un ánodo con relleno
[5.12]
Donde:
Rv: resistencia de un ánodo vertical a tierra en Ω
resistencia del suelo o del material de relleno en Ω (25 ohm-cm Backfill sin
compactar)
124
L: longitud del ánodo = 1.500 m
d: diámetro del ánodo = 0.075 m
( )
( )( )
( )
4.2.3.7. Voltaje de Salida del Rectificador
[5.13]
Donde:
V = Voltaje de Salida del Rectificador, voltios
Rt = Resistencia Total del circuito, ohm
I = Intensidad de corriente requerida, 63.48 amperios
Para calcular la Resistencia Total del circuito:
[5.14]
125
Donde:
Rc = Resistencia de los cables del circuito 0,25ohm (fabricante)
Re = Resistencia del contacto a tierra de la estructura a proteger 0,26 ohm
(campo)
Rg = Resistencia cama anódica, Rv 0.13 ohm (calculada) en el punto anterior.
Entonces:
4.2.3.8. Capacidad del Transformador
[5.15]
Donde:
C = Capacidad del transformador, en KVA
E = Eficiencia del rectificador (80%)
I = Intensidad de corriente (C.D.) del rectificador 63.48 amperios
V = Voltaje (C.D.) del rectificador 40.63 voltios
F = Factor de potencia del transformador (0,80)
( )( )
( )
126
Los cálculos de la protección catódica están proyectados a 25 años.
Tabla 15. Resumen de resultados
Área de tanques a proteger 2116.12m2
Cálculo de la corriente requerida para el sistema 63.48 A
Cálculo de la masa anódica requerida 476.10 Kg
Cálculo del número de ánodos requeridos 18 ánodos
Resistencia de un ánodo con relleno 0.13 ohm
Resistencia total del circuito 0.64 ohm
Voltaje de salida del rectificador 40.53 V
Capacidad del transformador 4.03 KVA
El crudo almacenado cumple con las especificaciones dadas en el art.8 del
Acuerdo Ministerial No.014 del Ministerio de Energía y Minas publicado en el
registro oficial No. 280 de Jueves 26 de Febrero de 2004, por lo que es un
crudo deshidratado con menos de 0.5%v de BS&W, además contiene todos los
aditivos que se inyectan al crudo para su tratamiento, los mismos que son:
Inhibidores de corrosión
Biocidas para control de bacterias, hongos, algas, virus, bacterias
sulfato-reductoras.
Controladores de escala
Demulsificantes
Desparafinadores
Reductores de viscosidad.
Toda esta química ayuda a controlar la corrosión y las deposiciones en los
tanques de almacenamiento.
127
4.2.4. MONITOREO DE CORROSIÓN
Para controlar la velocidad de corrosión de los varios métodos existentes, los
mismos que serán monitoreados aplicando las normas y estándares para estos
fines como son:
- Porta cupones
Figura 54. Porta cupones
(Ramos, 2010)
Figura 55. Cupones de Corrosión
(Ramos, 2010)
128
Para poder observar el buen desempeño de un sistema de protección
anticorrosiva se calcula el porcentaje de protección:
%Protección = [(mpy 1) - (mpy 2)/ (mpy 1)] * 100 [5.16]
Donde:
mpy: milésimas de pulgada por año
4.2.4.1. Conteo de hierro para determinar la perdida de hierro en el
tanque
La determinación del hierro disuelto en el agua sedimentada puede ser una
buena medida para cuantificar la corrosión en un sistema. Sin embargo algunas
precauciones debe tenerse para conseguir buenos resultados.
Hierro natural: determinar qué cantidad de hierro natural tiene el agua.
Hierro precipitado: es complicado el conteo de hierro en sistemas que
contienen poco oxígeno disuelto o no contienen nada. El hierro disuelto
en presencia del oxígeno del aire se precipitará como hidróxido férrico,
disminuyendo la concentración y se puede cometer errores. Se debe
acidificar inmediatamente la muestra para evitar la precipitación del
hierro.
Hierro adherido: La corrosión del ácido carbónico con el hierro formará el
carbonato de hierro que puede adherirse a las paredes del tanque.
129
Sistemas oxigenados y agrios: conteos de hierro en sistemas
completamente aireados o con H2S son limitados. Una gran parte del
hierro de la corrosión se precipita
4.2.4.2. Probeta para medir velocidades de corrosión instantáneas
MICROCOR, es la nueva tecnología para realizar el monitoreo de corrosión en
línea, que ha sido desarrollado para aumentar la velocidad de respuesta mucho
mejor que los monitoreos convencionales como los cupones, probetas ER,
probetas LPR, el MICROCOR se utiliza en todos los sistemas.
La probeta MICROCOR es una combinación de las probetas LPR y las probetas
ER
Figura 56. Probeta MICROCOR
(Ramos, 2010)
130
Figura 57. Transmisor en un accesorio de acceso
(Ramos, 2010)
4.2.5. EVALUACIÓN DE CUPONES DE CORROSION EN TANQUES
DE ALMACENAMIENTO
A continuación se presenta una tabla de resultados de evaluación de
cupones de corrosión en las facilidades de superficie del bloque 15, campo
Edén-Yuturi, para tanques de almacenamiento de crudo tratado.
131
Tabla 16. Evaluación de cupones
2011 ENERO ABRIL AGOSTO
TANQUE Días expuestos
mpy Días expuestos
mpy Días expuestos
mpy
T-202 211 0.12 101 0.09 102 0.07
T-203 211 1.10 101 0.10 102 0.06
T-400 211 0.34 101 0.32 102 0.24
T-405 211 0.51 101 0.38 102 0.31
Tabla 17. Velocidad de corrosión en cupones
Cupones-Corrosión General
Baja <1.0 mpy
Moderada 1.0-5.0 mpy
Alta 5.0-10 mpy
Severa >10 mpy
132
Figura 58. Evaluación de mediciones de corrosión
4.2.6. EVALUACIÓN BACTERIOLÓGICA
Como parte de control de la corrosión en tanques de almacenamiento también
se realiza en el campo una evaluación bacteriológica en crudo y agua
sedimentada. A continuación se presenta los resultados.
133
Tabla 18. Cultivo de bacterias sulfato-reductoras (colonia de bacteria /ml)
Fecha de muestreo: 8-Oct-2011 23-Oct-2011
Temperatura de cultivo 35°C 35°C
Cloruros del medio de cultivo (ppm)
10 000 ppm ClÑa 10 000 ppm ClÑa
Sólidos totales disueltos de cultivo (ppm)
6 150 6 150
Nombre del medio de cultivo
API RP 38 SULFATE REDUCER API RP 38 SULFATE REDUCER
Fecha de expiración del cultivo
5-Nov-2011 20-Nov-2011
Fabricante C&S (U.S.A) C&S (U.S.A)
Fecha de lectura 15-Oct
22-Oct
29-Oct
5-Nov 30-Oct
6-Nov 13-Nov
20-Nov
T-405 0 0 0 0 0 0 0 0
T-203 0 0 0 0 0 0 0 0
Tabla 19. Cultivo de bacterias totales (colonia de bacteria /ml)
Fecha de muestreo: 8-Oct-2011 23-Oct-2011
Temperatura de cultivo 35°C 35°C
Cloruros del medio de cultivo (ppm)
5 000 ppm ClNa 5 000 ppm ClNa
Sólidos totales disueltos de cultivo (ppm)
3 010 3 010
Nombre del medio de cultivo
PHENOL RED DEXTROSE BROTH
PHENOL RED DEXTROSE BROTH
Fecha de expiración del cultivo
5-Nov-2011 20-Nov-2011
Fabricante C&S (U.S.A) C&S (U.S.A)
Fecha de lectura 15-Oct
22-Oct
29-Oct
5-Nov 30-Oct
6-Nov 13-Nov
20-Nov
T-405 0 10 10 10 100 100 100 100
T-203 0 0 0 0 0 0 0 0
4.2.7. MEDICIÓN DE POTENCIAL
Como parte del monitoreo de la corrosión en tanques de almacenamiento se
verifica anualmente los datos de amperaje de corriente y voltaje, los cuales se
presentan a continuación:
134
Tabla 20. Medición de amperaje y potencia
Datos de Corriente y Potenciales de Polarización
Rectificador
Ubicación
Fecha
Tanque
Corriente (A) Potencial (Mv)
Por cada cable de alimentación Respecto a celdas de referencia permanentes
1 2 3 4 5 6 7 8
1 2 3 4 5 6 7 8 9 total
on
off
on
off
on
off
on
off
EPF-CPR- 08
Planta A E
PF
2-jun- 2011
T-202
0.94
...
1.35
… 1.81
1.86
0.72
1.67
0.45
15.50
1 528
980
832
652
325
365
625
518
… 0.80
… 1.10
… 1.13
1.27
1.43
0.97
T-203
0.81
… 0.92
… 1.22
… 1.14
1.66
1.15
12.62
1 128
860
490
348
560
492
342
384
… 0.47
… 1.49
… 0.33
0.66
1.26
1.51
T-400
0.68
… 0.99
1.18
… 1.23
1.39
0.98
1.24
13.71
1 325
956
692
589
410
425
634
597
… 0.75
… 0.88
0.93
… 1.06
1.17
1.23
T-405
0.95
… 0.87
… 1.76
… 1.40
1.35
1.28
14.75
1 456
998
875
682
435
418
363
386
… 0.64
… 0.70
… 1.35
1.69
1.27
1.49
CONCLUSIONES Y
RECOMENDACIONES
135
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
Los tanques de almacenamiento de crudo procesado en las Facilidades
de Producción del campo Edén-Yuturi han sido diseñados bajo las
normas técnicas aplicables, existe protección anticorrosiva de tipo
catódico con corriente impresa y un programa de monitoreo de velocidad
de corrosión adecuado.
Existe un programa de mantenimiento de tanques que sumado a los
programas de monitoreo complementan y garantizan una vida útil de
unos 10 años más, a pesar de ya estar en funcionamiento 12 años.
El sistema de protección catódica por corriente impresa es el más
adecuado para controlar la velocidad de corrosión en los tanques de
almacenamiento, pero para mayor protección se adiciona los ánodos de
sacrificio.
La corrosión en los tanques es un fenómeno común y natural que no se
puede detener pero sí controlar, y en el caso de no hacerlo la vida útil del
mismo puede disminuir drásticamente.
Los espesores de las paredes y fondo de los tanques se encuentran
dentro de los rangos permitidos, tomando en cuenta el tiempo de servicio
que han estado operando.
136
El agua de formación y el petróleo contienen sustancias químicas en su
composición y en solución, tales como resinas, asfaltenos, sólidos totales
disueltos, los cuales hacen que sean muy corrosivos.
Para disminuir la velocidad de corrosión en los tanques de
almacenamiento y cualquier otro tipo de recipiente de proceso en las
facilidades es necesario blancketear (inyectar gas blancket) sobre las
superficies de los líquidos para evitar el ingreso de aire y oxígeno
La inyección de químicos seleccionados contribuye a la disminución de la
corrosión de los equipos.
137
5.2. RECOMENDACIONES
Continuar con el programa de mantenimiento establecido en el bloque 15
que incluye monitoreos, mantenimiento preventivo y correctivo, medición
de espesores, inyección de químicos.
La selección de los materiales y tipos de recubrimientos a emplearse
para prevenir la corrosión deben evitar problemas al ambiente.
Debido al tiempo de servicio de los tanques, la medición de espesores e
inspecciones visuales deben ser realizados en un periodo de cada 2.5
años, según los cálculos, y no cada 5 años como señala en la norma API
653.
Llevar un historial de todas las inspecciones y mediciones verificando
que se encuentran dentro del rango requerido para una adecuada
protección de cada uno de los tanques.
138
GLOSARIO
Aleación: Es una mezcla sólida homogénea de dos o más metales, con algún o
algunos elementos no metálicos. Se puede observar que las aleaciones están
constituidas por elementos metálicos en estado elemental (estado de oxidación
nulo)
Ánodo: Es el electrodo de una pila galvánica o celda electroquímica en el cual
ocurre el fenómeno de oxidación (material atacado).
Ánodo Galvánico: es el elemento emisor de corriente eléctrica con potencial
normal de oxidación más electronegativo que el de la estructura por proteger y
que al emitir la corriente eléctrica de protección, se consume. También llamado
ánodo de sacrificio.
API: Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute)
Cátodo: Es el electrodo que en el proceso de formación de la corriente eléctrica
se protege contra la corrosión.
Efecto de pasivación: se refiere a la formación de una película relativamente
inerte, sobre la superficie de un material que frecuentemente es un metal, que
lo enmascara en contra de la acción de agentes externos.
EFRT: Tanque de techo flotante externo.
IFRT: Tanque de techo flotante interno.
139
Mpy: es la abreviatura en inglés de milipulgadas por año, que es la unidad más
frecuente utilizada para expresar la velocidad de corrosión.
NACE: Asociación Nacional de Ingenieros en Corrosión (National Association
Corrosion Engineers).
Pontones: Son cilindros estancos que flotan sobre el espejo de producto y
sustentan al techo. No deben ser un componente estructural de los techos
sometidos a esfuerzos, ya que esto produciría su pinchadura y posterior
hundimiento.
Protección Catódica: es un método electroquímico que aprovecha el mismo
principio electroquímico de la corrosión, transportando un gran cátodo a una
estructura metálica, ya sea que se encuentre enterrada o sumergida. Para este
fin será necesaria la utilización de fuentes de energía externa mediante el
empleo de ánodos galvánicos, que difunden la corriente suministrada por un
rectificador de corriente.
Resilencia: se refiere a la capacidad que los materiales tienen de acumular
energía elástica antes de volverse viscosos o entrar en régimen de fluencia.
Tanque: Es un recipiente que se utiliza para el almacenamiento de productos
en estado líquido o gaseoso.
Tanque de almacenamiento: es cualquier sistema instalado sobre el terreno o
subterráneo, destinado al almacenamiento de hidrocarburos o derivados de
petróleo, sean estos lubricantes, grasas, aceites hidráulicos o combustibles.
140
BIBLIOGRAFÍA
American Petroleum Institute, (1978), API Standard 650: Welded Steel Tanks for Oil Storage, Washington, Institucional. Andrade, G., Cardona L., (2008), Protecciones Catódicas, Quito, Universidad Central.
Ávila J., (1995), Más allá de la herrumbre II. La lucha contra la corrosión, México, Fondo de Cultura económica. Baker P., (2007), Control de corrosión en operaciones de producción, Ecuador, Institucional. Geyer W., (2001), Handbook of Storage Tank Systems Codes, Regulations and
Designs, Nueva York, Editorial Marcel Dekker, Inc.
Goldin J., (2002), Seminario Inspector de Oleoductos. Ministerio de Energía y
Minas de Guatemala, Guatemala, Universidad de San Carlos.
Herrera M., PaspueL D., (2007), Mantenimiento de Tanques de Techo Fijo para
la Industria Petrolera, Ecuador, Universidad Politécnica Nacional.
American Petroleum Institute, (2002), Evaporative Loss Measurement
Section 1-Evaporative Loss from Fixed-Roof Tanks,Washington, Institucional. Miño E., (2011), Diseño del Sistema de Protección Catódica por corriente impresa en Líneas de Pipetrack en la Refinería de La Libertad (RLL) contra la Corrosión, Quito, Institucional. NACE, (2002), External Cathodic Protection of On-Grade Metallic Storage Tank Bottoms, Huston-Texas, Institucional.
Obando S., (2010) Análisis y Desarrollo del Sistema de Evaluación de los
Tanques de Almacenamiento del Depósito de Combustibles de Riobamba para
Determinar el Grado de Corrosión de los mismos. Quito, Institucional.
141
PEMEX, (2001), Protección catódica en tanques de almacenamiento. México, Institucional. Pilacuán J., (2009), Análisis de Pérdidas por Evaporación en el Tanque de Techo Fijo de Almacenamiento de Gasolina Súper Tb-1012 del Terminal de Productos Limpios El Beaterio (Petrocomercial), Quito, Universidad Central. Ramos F., M.Sc. (2010), Curso de Control de la Corrosión en Operaciones de Producción de Petróleo. Quito, Institucional. Roberge P., (2000), Handbook of Corrosion Engineering. Washington, Editorial Mc Graw- Hill.
Túarez J., (2007), Sistemas de Almacenamiento de Petróleo y Derivados. Quito, Institucional.
Vizcaíno M., (2008), Estudio del Sistema de Tratamiento de Crudo y Reinyección de Aguas Campo Edén-Yuturi. Quito, Institucional.
142
Anexo 1. TECHNICAL SPECIFICATIONS PAINTING AND COATINGS
This Specification includes, but is not limited to, the surface preparation, materials and
application of protective coatings to piping, tanks, pipe supports, structural steel members,
mechanical equipment skids and related equipment.
1. General
1.1 All paints to be supplied by a reputable paint manufacturer (one only) with a proven track
record in protecting coatings and approved by the ENGINEER.
1.2 All painting is to be carried out in accordance with good painting practice as described in
Structural Steel Painting Manual Vol. 1 published by Structural Steel Painting Council (SSPC)
Pittsburgh, PA.
1.3 All coating thicknesses specified shall be minimum dry film thicknesses (d.f.t.) and in “mils"
(equivalent to thousands of an inch, 'thou"). Excess film thicknesses likely to prejudice
performance or visual appearance of the coating are to be removed and repainted. Generally
paint film thickness greater than 33% in excess of minimum dry film thickness are not
acceptable.
1.4 All galvanized steelwork shall be in accordance with ASTM A123 latest edition.
1.5 Prior to the commencement of the work the CONTRACTOR shall submit full details of how
he intends to carry out the work to meet the requirements of the specification and shall receive
approval of such procedures in writing from the ENGINEER before commencement of the work.
1.6 Where any equipment or other items are coated before incorporation into a structure, the
coating system shall be applied up to the top coat. The final coat shall be applied after
installation and coating damage repair as provided herein.
1.7 Pressure equipment piping, etc. to be subjected to stress relief, welding, or pressure testing
shall not be cleaned or coated until such activities are satisfactorily completed.
1.8 Unless otherwise specified, the following shall not be coated:
143
(a) Grease nipples and fittings
(b) Machined surfaces
(c) Gasket-contact surfaces
(d) Threaded connections
(e) Friction-grip surfaces
(f) Site welded margins before welding
(g) Equipment, name or special instruction plates attached to or included as part of any unit
(h) Valve stems, movable linkages, compressor or pump shafts, or any similar surfaces that are
normally lubricated or have close working tolerances.
1.9 Surface preparation and coating shall be performed by experienced labor and in accordance
with Manufacturer recommendations not covered by this specification.
2. Surface Preparation for Coating
All burrs, fins, sharp projections, and excess weld metal shall be ground smooth, and weld
splatter removed prior to abrasive blasting.
Contaminants such as oil and grease shall be removed prior to any mechanical cleaning. Heavy
deposits shall be scraped or wiped off, while small or residual deposits shall be removed by local
application of solvents, according to SSPC SP-1.
Final cleaning shall be by standard abrasive blasting, unless other methods are approved by
ENGINEER. Particular attention shall be paid to welds, rivet heads, comers, joints and crevices.
Blast cleaning shall not he done under the following conditions:
(a) On surfaces that are moist or that may become moist before the application of primer.
(b) When surface temperatures are less than 5ºF above the dew point or when the relative
humidity is greater than 85%.
(c) In close proximity to coating operations or near surfaces susceptible to particle
contamination.
Structural steel, pipework and equipment (not already primed) shall be blast cleaned to SSPC-
10 near white metal to give a surface profile of 2 - 3 mils.
144
All surface defects revealed by blast cleaning shall be properly dressed to a degree that they
shall not be detrimental to coating performance as approved by ENGINEER, and the area
reblasted to the required standard.
All dust, grit, shot, grease, oil, etc., shall be removed and the surface cleaned with a vacuum
cleaner, clean dry compressed air or a clean brush before coating application. Detergents or
water washing shall not be used on freshly cleaned steel. No form of abrasive cleaning on
metallized surfaces is permitted. Where abrasive blasting is carried out adjacent to metallized
surfaces, care shall be taken in masking the metallized surfaces to avoid damage. For
galvanized areas which are welded, the heat affected area shall be cleaned of welding flux,
abrasive blasted and primed.
3. Coating Materials
3.1 General
All coating materials shall be supplied by CONTRACTOR in accordance with the Painting and
Coating Schedule. (Reference Attachment I to Exhibit "A”).
CONTRACTOR shall be responsible for storing materials in covered shelters at temperatures
recommended by the Manufacturer.
CONTRACTOR shall ensure that the coating materials provided are utilized on a "First-in First-
out" basis to ensure the shelf life is not exceeded.
When coating materials from more than one Manufacturer are used, strict control shall be
maintained over their storage, issue and use to ensure that no unapproved interchange, mixing
or overcoating of or by different Manufacturer's materials takes place.
All coating materials will be furnished in original, unopened containers bearing the
Manufacturer's label and instructions. All containers of paint shall remain unopened until
required for use. Coating materials, which have livered, gelled, or otherwise deteriorated, shall
not be used.
For two-part materials, the pot life under application conditions will be clearly stated on the
container label and this pot life shall not be exceeded. When the pot-life limit is reached, the
spray equipment shall be emptied, remaining raw material discarded, the equipment cleaned
and new material prepared.
145
3.2 Mixing and Thinning
All ingredients in any container of coating shall be thoroughly mixed for use and shall be agitated
during application to keep the pigment in suspension. The bottom of the container shall be
inspected for unmixed pigment.
Mixing shall be by mechanical methods. Hand mixing shall only be permitted for one-part
materials in containers of 1 gallon size or smaller. Coating shall not be mixed or kept in
suspension by means of an air stream bubbling under the paint surface.
Two-part materials shall be mixed by mechanical methods only and according to the
Manufacturer's instructions. Before mixing, both base and activator shall be thoroughly mixed
separately in their original containers. The Manufacturer's recommended induction time shall be
strictly observed.
Coating mixed in the original containers shall not be transferred until settled pigment is
incorporated into the vehicle. This does not imply that part of the vehicle cannot be poured off
temporarily to simplify mixing.
Where a skin has formed in the container, it shall be cut loose from the sides of the container,
removed and discarded. If such skins are thick enough to have a practical effect on the
composition and quality of the paint, the coating shall not be used. Two-part or single-part heavy
duty materials shall not be used if a skin has formed.
All pigmented coating shall be strained to remove skins and undesirable matter after mixing,
except where application equipment is provided with adequate strainers.
Dry pigments, which are separately packaged, shall be mixed by mechanical means only, with
the pigment powder introduced into the liquid so that the powder is uniformly blended and
wetted.
A coating, which has an unlimited pot life or does not deteriorate on standing may be mixed at
any time before using. If settling has occurred, it must be remixed immediately before using.
Coating shall not remain in spray pots, painter's buckets, etc. overnight but shall be gathered
into a container and remixed before use.
146
No thinner shall be added to the coating unless recommended by the Manufacturer and required
for proper application. Thinning shall not exceed the limitations established by the Manufacturer
and the type of thinner shall comply with the Manufacturer's instructions. When a thinner is used,
it shall be added to the paint only during the mixing process.
4. Equipment
All brushes, rollers, spray and blast equipment shall be in good condition and appropriate for the
work undertaken.
Air for blasting and conventional spraying shall be made available by CONTRACTOR in
sufficient quantity and at adequate pressure. It shall be substantially free from water and off and
be provided with adequate and efficient filters and traps which shall be regularly cleaned and/or
emptied.
In recirculating paint systems where gas under pressure is used over the liquid, the gas shall be
inert, e.g., nitrogen.
Abrasives for cleaning shall be free from undesirable contaminants. Expendable abrasives shall
not contain more than 2% by weight of either Fe2O3 or CuO. CONTRACTOR shall, when
requested by ENGINEER, produce analysis of the abrasive in use. The abrasive shall be of
suitable size, and when recirculated shall be maintained within a suitable size range, to produce
the specified blast profile.
If a centrifugal wheel blast-cleaning device is used for surface preparation, the start-up charge
shall be a combination of steel grit and steel shot sized to obtain the specified surface profile. All
required make-up should be limited to steel grit.
Sand used for blast cleaning shall be in accordance with the following:
The sand shall be dry, neutral pH, hard siliceous material of angular configuration free of dust,
clay or other foreign particles. Sieve analysis shall be as follows:
147
(U.S. SIEVE SERIES) Retained on Sieve
Through 8, Retained on 20 20% to 40%
Through 20, Retained on 40 47% to 80%
Through 40, Retained on 50 12% Maximum
4 Paint Application
5.1 General
Coating shall not be carried out when the relative humidity is greater than 85%, or when the
temperature of the surface to be painted is less than 5 'IF above the dew point temperature of
the surrounding ambient air.
Coating shall not be carried out during rain, fog, mist, hail, etc. Coating shall not be carried out
where airborne dust or dirt from any source can contaminate the surface.
For two-part materials, coating shall not be carried out when the temperature of the surface to be
painted is above or below the Manufacturer's recommended curing temperatures.
Surfaces shall be clean and dry before the application of any coating. If painting takes places
over a wash primer that has been exposed outdoors for an extended period, the surface shall be
brush-off blasted (see SSPC SP-7) to remove salts and other contaminants prior to any coating.
Intercoat contamination shall be removed by washing with a solution of water-rinsable detergent,
using stiff bristle brushes if necessary, followed by rinsing with clean, potable water. For
intercoat contamination by grease and oil, instructions per Paragraph 9.2 shall apply, but care
shall be taken to ensure that the solvent used is not detrimental to the coating.
The Manufacturer's instructions regarding intercoat intervals shall be strictly observed, with
conditions of temperature, humidity and ventilation taken into account.
CONTRACTOR shall take necessary steps to ensure that problems relating to intercoat
adhesion through over curing of two-part materials do not arise.
All coating film thicknesses must agree with the coating system specifications. These film
thicknesses are to be checked by CONTRACTOR and ENGINEER with calibrated film thickness
gauges. Where film thicknesses do not meet specifications, additional coasts shall be applied.
Edges (after welding), corner, crevices, nuts, bolts and washers, etc. are to receive an extra
stripe coat to ensure adequate cover.
The completed coating system shall be free from defects such as pinholes, voids, bubbles, etc.
Any defective areas shall be repaired by additional coats or removal and recoating as required to
pass inspection.
148
5.2 Spray Application
Spray guns, hoses and pumps shall be clean before coating materials are added, and shall be
kept clean so that dried paint and other foreign materials are not deposited in the applied film.
Where spray equipment has been cleaned with solvents or detergent, all traces shall be
thoroughly removed before equipment is used.
Paint ingredients shall be kept properly mixed in the spray pots or container by continuous
mechanical agitation during paint application.
The pot pressure and the air pressure in the guns shall be adjusted for optimum spraying
effectiveness with regard to the relative positions of the pot and the spray gun, and shall be high
enough to properly atomize the paint but not so high as to cause excessive fogging, evaporation
of solvent or over spraying.
Paint shall be applied in a uniform layer overlapping at the edge of the spray pattern. The spray
pattern shall be adjusted so that the paint is deposited uniformly. During operation, the gun shall
be held perpendicular to the surface and to a distance that shall be released at the end of each
stroke. All runs and sags shall be brushed out immediately.
5.3 Brush or Roller Application
Brushes and/or rollers shall be of a style and quality that shall permit proper application of
material.
Brushing shall be done so that a smooth coat, as nearly uniform in thickness as possible, is
obtained, with no deep or detrimental brush marks. Paint shall be worked into all corners and
crevices. With solvent type coatings, care shall be taken to prevent lifting of previous coats.
Where brushes or rollers have been cleaned with solvents or detergents, all traces shall be
thoroughly removed before use.
5.4 Primers and Primer Application
No primer shall be applied to any surface showing signs of degradation of the specified blast
standard.
A wash primer may be applied before there is evidence of rerusting and within four hours of the
commencement of blast cleaning. The wash primer shall be as recommended by the
Manufacturer and shall be in addition to and compatible with the main primer.
All wash-primed surfaces shall be inspected for damage or degradation prior to application of the
main primer. All defects shall be blast cleaned to the original specified standard. Power tools
shall not be used for refurbishing.
The primer color shall be of a contrasting shade or color to the bare steel or wash primer.
149
5.5 Overcoats and Colors
Prior to the application of any coat subsequent to the primer, the immediate undercoat shall be
inspected, any physical damage repaired, and surface contaminants removed.
Each coat of paint shall be of a contrasting shade or color to that preceding and compatible with
the final finish color.
The finish color for steel work, equipment and piping generally shall be specified in the project
Paint and Coating Schedule.
6. Paint Repairs
Previously coated surfaces which have been contaminated or physically damaged or to which
site welds have been added shall be repaired utilizing coatings compatible with the existing
coating.
Previously coated areas shall be examined to establish the degree and extent of physical
damage, assessed as; primer not exposed, primer exposed, and bare steel exposed.
All loose, disbonded material shall be removed to reach firm, tightly adherent coating. On
completion of the removal, contaminants such as oil, grease, etc., shall be removed.
(a) Coating repair when primer is not exposed.
Firm coating adjacent to the exposed subcoat shall be chamfered back for a distance of at least
50mm. The subcoat and chamfered edges shall be abraded or softened by solvent wiping as
appropriate for the material. All dust and debris shall be thoroughly removed by soft brush or dry
clean compressed air. Depending upon the area to be repaired, brush or spray apply materials
as required to bring the damaged area to the same dry film thickness as the adjacent,
undamaged areas.
(b) Coating repair when primer or bare steel is exposed and for site welds on factory coated
piping.
Bare steel and exposed primer shall be thoroughlv cleaned as appropriate for the material and
the area to be cleaned. The surface preparation shall extend for a distance of at least 50mm into
the firm adjacent coating.
On completion of the above, firm coating adjacent to the clean steel surface shall be chamfered
back for a distance of at least 100mm from the edges, and these edges abraded or softened by
solvent wiping as appropriate for the material. The whole area shall then be thoroughly re-
cleaned.
150
Depending upon the area to be repaired, brush or sprays apply materials as required to bring the
damaged area to the same dry film thickness as the adjacent, undamaged areas.
7. Inspection
At the sole discretion of ENGINEER, ENGINEER may carry out any or of the following:
(a) Furnish continuous, unbroken attendance during surface preparation or coating.
(b) Inspect all steel before during and after surface preparation.
(c) Reject any surface preparation not in accordance with the specified standard.
(d) Inspect every coat of paint for continuity, thickness and adhesion.
(e) Ensure that the specified standards of cleanliness and procedures are observed.
(f) Reject any stage of the coating application which fails inspection.
All work covered by this specification shall at times be subject to inspection by the ENGINEER.
Work not so inspected shall not remove the liability of CONTRACTOR to adhere to this
Specification.
8. Standards and Codes
The following standards and Codes of Practice are applicable to this specification:
(a) Steel Structures Paining Manual, Volume 1, “Good Painting Practices”, and Volume 2,
“Systems and Specifications”, Steel Structures Painting Council (SSPC).
(b) NACE TM-01-70, “Visual Standard for Surface of New Steel Airblast Cleaned with Sand
Abrasive,” National Association of Corrosion Engineers (NACE).
CONTRACTOR shall be fully cognizant of and shall abide by the Manufacturer’s data and
instruction sheets for each individual coating material and/or system to be applied in accordance
with this Specification.
