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LLEVANDO LA TECNOLOGIA AL FRENTE

Hace 30 años, un revolucionario sistema dirigido a la industria del petróleo/gas fue desarrollado por PIKOTEK para resolver los problemas generados por la creciente corrosión. Este Nuevo y patentado sistema fue llamado VCS (Very Critical Service - Servicios Muy Críticos) y dio solución a cuatro problemas principales: Mitigar la corrosión y/o erosión en las caras internas de las bridas inducidas por el flujo/fluido, prevenir corrosión galvánica entre bridas de metales disímiles, proveer aislamiento duradero y confiable para los sistemas de protección catódica y garantizar total sellado incluso a muy altas presiones, en cualquier tipo de brida (RTJ, RF, FF y combinaciones de ellas) y bajo los efectos de esfuerzos severos tales como momentos de flexión (bending moment) y torsión en las bridas.

En el interín, las demandas de los usuarios han evolucionado lo cual ha llevado a PIKOTEK a dar un paso al frente y desarrollar EL ÚNICO KIT AISLANTE Y FIRE SAFE DEL MUNDO el cual mantiene las propiedades y ventajas arriba listadas para el conocido kit VCS y además pasa las rigurosas exigencias de la prueba de fuego API 6FB (3ra

edición). El nombre de este nuevo kit, producto de años de investigación, es VCFS (Very Critical Fire Service). Durante operación normal el kit VCFS funcionará con la misma eficiencia probada por años del kit VCS, sin embargo, en caso de un inesperado (pero siempre posible) incendio un revolucionario sello secundario proveerá la protección necesaria para permitir que los sistemas anti-incendio controlen la emergencia antes de que el fuego se extienda por toda la planta reduciendo significativamente de esa forma el daño, impacto económico, impacto ecológico y, más importante, la potencial pérdida de vidas humanas.

La combinación de diseño y tecnología en el kit PIKOTEK VCFS le ofrece a los usuarios la seguridad que ellos requieren en campo a la vez que, desde el punto de vista económico, aseguran la mejor relación costo-beneficio.PIKOTEK continua trabajando junto con la industria para proveer soluciones ingenieriles para incrementar seguridad y cuidado ecológico. Para información más detallada, por favor contáctenos y estaremos muy complacidos de ayudarlos en este sentido y en la obtención de ahorros generales en sus costos.

Pikotek, Wheat Ridge, Denver. Tel: (001)303 988 124

www.pikotek.com

La principal diferencia entre VCS y VCFS es el sistema metálico de sellado secundario revestido con un polímero aislante desarrollado por Pikotek el cual provee hermeticidad durante el fuego. Otra diferencia son las nuevas arandelas aislantes, llamadas HCS, que sustituyen al usual par de Resina/Acero y que garantizan que el torque de apriete de las bridas se mantendrá durante el fuego. Los resultados en aislamiento han sido impresionantes, con valores de resistividad (al aplicar 1000V a la tubería) de hasta 45 gigaohms. Igualmente, los resultados en cuanto a fugas durante un incendio pasan con creces las exigencias del Fire Test API6FB 3ra edición.

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Pipeline Research Council International, Inc.

Aplicación de nuevas Tecnologías de Inspección “ON STREAM” como herramientas para el aseguramiento de la integridad de activos

Conferencia y Feria Comercial Ilta establece marca de asistencia

Experiencias en campo con los sistema de monitoreo de corrosión de altaresolución y respuesta

Diagnostico y control de la corrosión en unidades de crudo

Estudio de mecanismos de corrosión presentes en las líneas de producción de crudo y gas ubicadas en el noreste de Venezuela

Noticias Latincorr

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EDITOR EN JEFE Carlos A. Palacios T.

COMITÉ TÉCNICO DE LA REVISTA:Fabián Sánchez, OCP, Quito, EcuadorErnesto Primera, CIMA-TQ /ASME Latinoamérica, Lechería, VenezuelaLorenzo Martinez, Corrosión y Protección, Cuernavaca, México.Juan Jose Manzano, Technip, Houston, USAJose Luis Mora, PEMEX, D.F., MéxicoMiguel Sánchez, Universidad del Zulia, Maracaibo, VenezuelaMatilde de Romero, Universidad del Zulia, Maracaibo, VenezuelaTony Rizk, Boardwalk Pipeline, Houston, TX, USAEnrique Vera, Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia, Tunja, Col.Alfredo Viloria, PDVSA-INTEVEP, Los Teques, VenezuelaSimón Suarez, CITGO, Houston, TX, USAAlberto Valdez, GL Noble Denton, Houston, TX, USA

VENTAS Y MERCADEO:Carlos A. Palacios v.sales@latincorr.com

EDITOR GRÁFICOSurama Gyarfas Nazar

SUBSCRIPCIONES:subscription@latincorr.com

Para más información nos puede contactar a:Info@latincorr.com

LATINCORR, LLC.

23501 Cinco Ranch Blvd.

Suite H120-905

Katy, TX 77494, USA

Telf: +1 (713)984-4774

NACE International no se haceresponsable, ni aprueba la informa-ción contenida en esta revista

www.latincorr.com

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Estimados Colegas:

Nosotros en LATINCORR seguimos progresando y obteniendo cada día mas el apoyo de instituciones profesionales que creen en nuestra revista como medio importante para la di-fusión de eventos y aspectos técnicos de estas organizaciones para Latino América. Al igual que nosotros, reconocen que nuestra región necesitaba un medio mediante el cual poder dar a conocer al resto del mundo nuestros logros profesionales, técnico y de investigación que se llevan en nuestra región.

Ahora contamos con el apoyo institucional de PRCI (Pipeline Research Council Internatio-nal). Un poco de historia de esta importante institución:

“PRCI se establece en 1953 como un Comité de Investigación de Ductos dependiendo de la AGA (American Gas Association) para atacar los problemas de las fallas frágiles que se ha-bían experimentado en gran número en aquel entonces.” Progresivamente fue creciendo y dando resultados y contribuciones tecnológicas importantes a los operadores de ductos en USA y de cuyos resultados se han beneficiado también operadoras de ductos en todas partes del mundo.

Hoy en día PRCI junta una gran gama de profesionales de todas partes del mundo que hacen un gran esfuerzo y colaboran en un proceso de dar soluciones que provienen de la misma industria. En LATINCORR le damos la bienvenida.

No menos importante, LATINCORR en unión de CIMA-TQ, una empresa dedicada al control, monitoreo y evaluación de la corrosión así como otras aspectos de Integridad Mecánica, han donado un fondo de U$1.500 destinados para becas para estudiantes de nuestra re-gión. La beca denominada LATINCORR-CIMATQ, será otorgada a través de la Fundación NACE en los Congresos Anuales de Corrosión de NACE International y en nombre de la Región Latino Americana de NACE. Los requisitos para el otorgamiento de esta beca están incluidos en esta edición de la revista.

Finalmente, seguimos muy agradecido por el apoyo mostrado de todas las empresas anun-ciantes y colegas que contribuyen hacer de esta revista nuestro foro internacional técnico en Corrosión, Integridad Mecánica y Confiabilidad.

Atentamente,Carlos A. Palacios T., M.sc, PhD.

Editor en Jefe

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N U E S T R O S C L I E N T E S

Gracias por su apoyo!

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Pipeline Research Council International, Inc.

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isión

El suministro de valor sustentable a la indus-tria de oleoductos me-diante la entrega de so-luciones que aseguran operaciones seguras, ambientalmente sanas y eficaces en costo en todo el mundo.

Pipeline Research Council International, Inc. (PRCI) es una sociedad no lucrativa y exenta de tributación, compuesta por empresas energéticas de ductos. PRCI fue establecida en 1952 como el Comité de Investigaciones de Ductos compuesto por 15 empresas de ductos para tratar el pro-blema de fracturas quebradizas de larga duración en ductos de transporte de gas natural. Al solucionar ese problema dentro de dos años, quedaron demostrados los beneficios de colaboración de la industria y el palanqueo de suministro voluntario de fondos. Aunque originalmente enfoca-do en el desarrollo de tecnologías para la industria de transporte de gas en todo el espectro de investigaciones, desde lo bási-

co hasta lo aplicado, en el transcurso del tiempo, PRCI ha enfocado cada vez más y más en soluciones a plazo corto de inte-gridad y confiabilidad de problemas de di-seño y operaciones y para aprovechar las oportunidades que un programa gerencia-do por la industria genera.

A la vez que la investigación se ampliaba, el conjunto de miembros de PRCI ha ad-quirido madurez y ha ampliado el enfoque que tiene en oleoductos y poliductos. Hace poco, PRCI invitó a unas cuantas compa-ñías selectas en las cuales la industria se apoya para obtención de equipos críticos, productos y servicios para que se hicieran miembros asociados de la agrupación. En el mercado actual, PRCI es el conducto mediante el cual los contratistas de in-vestigaciones y los representantes técnicos de la industria establecen los objetivos re-lativos a necesidades técnicas y críticas de oleoductos y gasoductos

Lo siguiente es el resumen de temas que compone el programa de investi-gaciones de PRCI para el año 2011:

Corrosión•Evaluación de Amenazas deCorrosión Interna•Ubicación y Evaluación de Desprendimiento de Revestimiento y Revestimientos Acorazados•Mitigación y Reparaciones SCC•Evaluaciones de Susceptibilidad SCC•Identificación de Sitios e Intervalos de Reinspección para SCC DA•Importancia Estructural de Defectos de Corrosión

Diseño, Materiales y Construcción•Diseño y Construcción•Diseño y Construcción – Diseño Basa-do en Tensiones•Materiales, Soldadura y Pruebas No Destructivas•Materiales, Soldadura y Pruebas No Destructivas – Tubería de Alto Desem-peño•Evaluación de Integridad Estructural

Operaciones e Integridad•Gerencia de Integridad•Detección de fuga•Caracterización de Daños Mecánicos•Pruebas No Destructivas (NDT)

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Dirección del ProgramaPRCI es dirigida por una Junta Directiva, Compuesta por un miembro votante de cada compañía miembro de ductos. La Junta Directiva se reúne dos veces al año, a finales del invierno y, conjuntamente con la Asamblea Anual de PRC en septiembre. El Comité Ejecutivo de nueve miembros de la Junta elabora las recomendaciones de política y programas para la Junta y propor-ciona supervisión de los comités técnicos.

Ejecución de ProgramaLa responsabilidad de ejecución de pro-gramas y gerencia está a cargo de seis comités técnicos, compuestos por los pe-ritos técnicos designados por las compa-

•Monitoreo ROW y Prevención de Daños•Gerencia de Integridad de Ductos Sub-marinos•Herramientas para Ductos en los que no se puede correr Raspatubos

Mediciones•Confiabilidad de Medición•Incertidumbre de Medición y Equilibrio del Sistema y Diseño de Instalaciones •Reducción de Costos de Operación y Mantenimiento y Eficiencia Operativa •Apoyo de Normas de Medición con Respuesta Rápida

Instalacionesde Estaciones Compre-soras y de Bombeo•Integridad de Instalaciones de Estacio-nes Compresoras y de Bombeo•Máquinas de Estaciones Compresoras - Cumplimiento con Normas de Emisiones Tóxicas•Eficiencia de Combustibles en las Esta-ciones Compresoras•CORE – Máquina Confiable Optimizada en Cumplimiento•Reducción de Costos Operativos de Turbinas de Gas •Confiabilidad de Máquinas

Reciprocantes y Reducción de Costos de Operacióny Mantenimiento•Reducción del Costo de Servicio de Bom-bas de Líquidos

Estructura y Organización

MÁS DE $50 MILLONES DEDICADOS AL PROGRAMA DE INVESTIGACIONES

DE PRCI EN LOS ÚLTIMOS CINCO AÑOS

ñías miembros. Estos comités desarrollan mapas-guía de investigaciones y propor-cionan orientación estratégica para asegu-rar resultados oportunos. Los Equipos de Proyecto, compuestos por representantes de las Compañías que suministran fondos al proyecto, dirigen los programas de tec-nología y los proyectos individuales de los cuales se componen. Los equipos trabajan directamente con firmas de tecnología e investigaciones, proveedores de servicios y suministradores clave de la industria para ejecutar alcances de trabajos contractua-les que van encaminados a entregables de investigaciones que tienden a las necesi-dades de empresariales y operativas del miembro de PRCI.

Almacenamiento Subterráneo

$2.2 M

Corrosión

$7.4 M

Diseño, Materiales

y Construcción

$14.0 M

Medición

$4.7 M

Estación Compresora

y de Bombeo

$7.8 M

Operaciones e Integridad

$13.9 M

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Suministro de FondosSubscripción de miembros. La mayoría del suministro de fondos del programa de in-vestigaciones de PRCI proviene de sus com-pañías miembro y miembros asociados por medio de sus suscripciones anuales, las cuales son destinadas por los miembros a los proyectos de investigaciones que ellos iden-tifican como de mayor relevancia a sus im-pulsores empresariales. Los miembros tam-bién asignan su personal técnico para dirigir los proyectos junto con los gerentes de pro-gramas del personal de PRCI. Desde 1985, las suscripciones de las compañías miembro han suministrado más de $130 millones en-caminado al programa de investigaciones de ductos energéticos.

El suministro conjunto de fondos. El sumi-nistro de fondos para el programa de desa-rrollo de investigaciones de PRCI queda au-mentado a través de: suministro de fondos complementarios de compañías miembro, miembros asociados y miembros asociados de programas técnicos; y el suministro con-junto de fondos de compañías de ductos que no son miembros ,fabricantes de equipos, vendedores, firmas de desarrollo de investi-gaciones Y organismos del Gobierno Federal de los Estados Unidos, entre ellos, se hace mención notable de los Departamentos de Transporte y de Energía. El suministro con-junto de fondos permite que los entes que no sean miembros participen en la selección, gerencia y resultados del programa de inves-tigaciones de PRCI. En 2011, el programa de investigaciones de PRCI ascenderá a un total de $20 millones, compuesto por contribu-ciones directas de miembros y suministro conjunto externo de fondos.

Acceso a PRCI Research. PRCI se enorgullece por la propiedad intelectual que ha desarro-llado durante su historia de 59 años, la cual está disponible para compra por los entes no miembros. Los productos e informes tecno-lógicos de PRCI están disponibles a partir de un catálogo amplio y variado que se mantie-ne en el sitio web de PRCI, WWW.PRCI.ORG

Beneficios Las compañías energéticas de ductos disfrutan de beneficios importantes debido a su mem-brecía en PRCI, en una variedad de beneficios cuantificados. Estos beneficios se han demos-trado a través de estudios formales de beneficios-costos de participación de miembros que han rendido consistentemente relaciones positivas en la gama de 4:1 a 7:1 debido a costos reducidos de las operaciones y mantenimiento, inspección, materiales, diseño, pruebas y re-paraciones y remediación. Además, la participación en PRCI produce beneficios adicionales que no son inmediatamente cuantificables pero que son fundamentales tanto al desarrollo de investigaciones y su aplicación, incluyendo –

•Una infraestructura de gerencia de investigaciones profesionales;•Una inversión en investigaciones de alto palanqueo;•Acceso más tempranero a la tecnología;•La oportunidad de ampliar la base de conocimientos – de la industria, de la compañía, del empleado;•La ampliación de la credibilidad del miembro y de la industria mediante un compromiso de planeamiento para la integridad y confiabilidad de sistemas en el futuro, y •El ofrecimiento de un fórum donde se pueden tratar problemas singulares y urgentes y la manera de evitar la duplicación de esfuerzos.

PARA MÁS INFORMACIÓNContacte a PRCI en info@prci.org.Pipeline Research Council International, Inc.3141 Fairview Park Drive • Suite 525 Falls Church, VA 22042 • USAMain 703-205-1600 • Fax 703-205-1607 www.prci.org

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Como herramienta para optimizar la acti-vidad de inspección y generar mayor in-formación sobre el estado de los equipos en las plantas, y específicamente para las líneas de proceso aisladas térmicamente se planteó el uso de tecnologías de inspec-ción “on stream”, siguiendo una metodo-logía de revisión del entorno tecnológico mundial, evaluación de diferentes opcio-nes y pruebas piloto de campo para poste-rior implementación basada en resultados.

La realización del piloto de esta tecno-logía siguió una serie de etapas que a continuación se describen:

Estudio detallado de las tecnologíasDentro de la actividad de monitoreo tecnológico previa a la prueba piloto

se revisó el principio de funcionamiento de las tecnologías usadas para inspección “on stream” de líneas aisladas, sus ante-cedentes a nivel mundo, información de costos y aclaración de dudas con distintos proveedores. Un resumen de algunas de las tecnologías consultadas se encuentra a continuación:

1. Corrientes de Eddy pulsa-das (CEP)Las corrientes de eddy pulsadas (CEP) son un método electromagnético para deter-minar pérdidas de espesor en materiales eléctricamente conductores. La probeta instrumentada del CEP es ubicada sobre

Aplicación de nuevas Tecnologías de Inspección “ON STREAM” como herramientas para el aseguramiento de la integridad de activosG. Cáceres Flórez; E. Morantes Aponte; Y. Carvajal Niño Instituto Colombiano del Petróleo (VST), Refinería de Barrancabermeja (VRP)gabriel.caceres@ecopetrol.com.co; Tel: 6847213

Este trabajo involucra la búsqueda, revisión, evaluación e imple-mentación de nuevas tecnologías de inspección “on stream” en la refinería de Barrancabermeja, durante 2009 y 2010. Durante la primera fase de evaluación técnica de las tecnologías se uso la meto-dología de asignación de pesos a diferentes parámetros no econó-micos, lo cual permitió hacer una priorización inicial para proceder con las pruebas de campo en las que se evaluaron los parámetros relacionados con la ejecución de la inspección. La tecnología aplica-da durante la fase de campo fue: Corrientes de Eddy Pulsadas (CEP).Después de cerrar el ciclo propues-to para evaluar la aplicabilidad de la tecnología en la refinería se obtuvieron resultados importantes que permiten la toma de decisio-nes con respecto a su uso en los diferentes negocios de Ecopetrol S. A.

Palabras clave: inspección “on stream”, Corrientes de Eddy pulsadas (CEP), Ultrasonido de largo rango, radiografía digital, aislamiento térmico, perfil de radiografía en tiempo real.

En la refinería de Barrancabermeja existenplantas con equipos que han alcanzado y superado su vida de di-seño y se encuentran operando nor-malmente, lo cual se asocia a un com-ponente económico fuerte, debido a que la reposición de equipos involucra inversiones extremadamente altas,

disminución en los niveles de rentabilidad, disponibilidad de nuevos sitios para ins-talar equipos y tiempos de construcción extensos. No obstante, para garantizar la operación segura es necesario establecer el estado actual de los componentes de la planta usando entre otras herramientas nuevas tecnologías de inspección que no requieran parar la operación normal.Los planes de inspección actuales en la re-finería están conformados en su gran ma-yoría por tecnologías de inspección para ser usadas en paradas de planta, con algu-nos aspectos en contra como la cantidad de horas que la actividad de inspección le carga a la parada (aumentando el tiempo total de la parada de planta), baja cober-tura en la relación área a inspeccionar Vs área real inspeccionada [1], remoción de grandes cantidades de aislamiento térmi-co, posible error en la toma de datos por

los cortos tiempos disponibles, y un grado de incertidumbre sobre el estado de los equipos en los periodos entre paradas de planta.

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la lámina del aislamiento térmico de una tubería ó recipiente aislado y un campo magnético es creado por una corriente eléctrica transmitida desde una bobina en la probeta. Este campo penetra a través del aislamiento y magnetiza la pared de la tu-bería, como resultado de la inducción elec-tromagnética las corrientes de Eddy serán generadas en la tubería; luego, la corriente en la probeta es interrumpida, causando una caída súbita en el campo magnético.. Las corrientes de Eddy difunden interna-mente y decrecen en intensidad. La dis-minución de las corrientes de Eddy es mo-nitoreada por la probeta de CEP y usada para medir el espesor promedio en el área bajo la probeta. A mayor espesor le tomará más tiempo a las corrientes de Eddy caer hasta cero.

La figura 1 muestra un equipo de CEP usa-do en diferentes aplicaciones.

Como fortalezas de esta tecnología podemos mencionar:

•No necesita contacto directo con la tube-ría. CEP puede medir espesores a través de concreto, pintura, aislamiento térmico, suciedad, depósitos, etc. Las capas pueden ser hasta de 200 mm.

•No requiere preparación superficial, pue-de medir sobre capas de óxido de hasta 20 mm.

•Trabaja en un gran rango de temperatu-ras: de -100 a 550 ºC (-150 a 1000 ºF).

•Las anteriores características aseguran que las CEP puedan operar con la planta en servicio (“on stream” inspection).

•Muy buena repetibilidad de las lecturas en el mismo sitio (aprox 0,05 mm), lo cual lo hace adecuado para monitoreo de co-rrosión.

Figura 1. Equipo de corrientes de Eddy pulsadas (Applus-RTD).

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•Puede aplicarse tanto a tuberías como a cualquier recipiente.

•Puede ser operado a control remoto, por ejemplo por un ROV en aplicaciones submarinas.

Como limitaciones se pueden mencionar:

•Aplicable solo a aceros al carbono ó de baja aleación.

•CEP es adecuado para pérdida genera-lizada de espesor de pared (detecta de-fectos mayores al 50% del espesor del aislamiento), pero no detecta picaduras aisladas.

•Los valores de espesor obtenidos son espesores promedios del área bajo la probeta, relativos a un espesor tomado como referencia en la misma tubería a evaluar.

•La geometría del objeto a evaluar debe ser simple, ejemplo tramos rectos, las lecturas de espesor son afectadas por cercanía de boquillas, soldaduras, y so-portes. Se requiere un espacio de mínimo 2” alrededor de la tubería.

•No es posible inspeccionar bajo tracing de vapor, cerca a soportes y curvas agu-das.

Figura 2. Anillo de transductores y el computadorde control. (Guided Ultrasonics)

Figura 3. Esquema de resultados correspondientes a la figura 2. (Guided Ultrasonics).

Las principales aplicaciones de esta tecnología son entre otras:

•Corrosión bajo aislamiento.•Líneas a alta temperatura•Inspección de equipos con alto grado de corrosión.•Estructuras sumergidas usando ROV’s.

2. Ultrasonido de largo rango (UT ondas guiadas)

Esta técnica usa ondas guiadas para inspeccionar corrosión en longitudes largas de tube-rías. El ensayo convencional de ultrasonido como el medidor de espesores utiliza ondas de ultrasonido por paquete y solamente cubre una región de la tubería debajo del trans-ductor [8]. Por esta razón, el proceso de ensayo de estructuras grandes es un proceso lento y es necesario recurrir a una matriz de ensayo de puntos, con la expectativa de que serán representativos de toda la estructura.

Sin embargo, esta estrategia falla cuando parte de la estructura no es accesible debido a que está enterrada, encamisada o cubierta por aislamiento térmico. Es mucho más efectivo tener la posibilidad de ensayar un área grande desde una sola ubicación del transductor. Esto es posible utilizando ondas guiadas de UT que se propagan a lo largo de la estructura. La longitud de la tubería que puede examinarse efectivamente a cada lado del punto de ensayo en una sola prueba puede ir desde varias decenas de metros de tubería en buena condición hasta unos pocos metros de tubería en mala condición o con cierto tipo de revestimiento.

Las figuras 2 y 3 muestran un diagrama específico del anillo del sistema que opera en una tubería típica que contiene una cierta cantidad de características cerca del punto de ensayo y un esquema de los resultados correspondientes a esos defectos, respectiva-

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La unidad portátil de RTRT produce una señal que presenta en tiempo real un registro digital del espesor del compo-nente bajo evaluación [9]. El método detecta pérdidas de espesor internas ó externas y puede discriminarlas, así como depósitos ó acumulación de hielo. La figura 5 muestra el perfil de espeso-res que el operador interpreta:La

calibración del equipo se efectúa con el espesor representativo del aislamiento entre la fuente y el detector [9]. El espe-sor calibrado representa solo el espesor de pared, pero ocurren algunas variacio-nes por diferencias en el aislamiento y

Figura 5. Ejemplo del perfil de espesores generado por la tecnología RTRT.

•El rango de diámetros para aplicar la téc-nica es de 3 a 36 pulg.

•Se requiere de un ope-rador calificado para la interpretación de los re-sultados.

Las principales apli-caciones hasta ahora documentadas de esta tecnología son:

•Corrosión bajo aisla-miento.

•Tuberías enterradas en cruces de vías terrestres, férreas y cruces de rio.

•Bancos de tubería entre plantas de pro-ceso.

•Risers de plataformas offshore.

•Monitoreo de corrosión usando anillos fijos.

3.Perfil de radiografía en tiempo real (RTRT)La radiografía en tiempo real RTRT (“Real Time Ra-diographic Test”), es un sistema de medición de densidades de radiación sin contacto que provee información cuantitativa de espesores de pared usando radiación gamma de un isótopo de bajo ni-vel de Gadolinium 153 [9].

La unidad portátil es di-señada para examinar rá-pidamente tuberías con posibles bloqueos, corrosión interna y corrosión bajo aislamiento (CUI). La salida de la fuente de Gd-153 es direccionada a un dispositivo electrónico que contiene el equivalente de una cámara CCD de rayos X de bajo nivel, que actúa como convertidor y detector del nivel de densidades.

Como fortalezas de la tecnología se observan:

•Puede evaluar zonas de tubería de muy difícil acceso: cruces de via enterrados, cruces de rio, tuberías aisladas, etc.

•Esta tecnología evalúa el 100% de la tu-bería en la zona de alcance del disparo, Vs 2-5% inspeccionado por UT espesores con-vencional.

•El alcance de un solo disparo puede llegar a 140 m de tubería en condiciones ideales.

•La tecnología puede usarse para tuberías en servicio, sin riesgo de incendio ó explo-sión.

•En tuberías de proceso, disminuye el uso de andamiaje para la inspección, ya que solo se requiere un punto por tramo para ubicar el anillo de transductores.

•La velocidad de inspección es alta, aun-que varia con el alcance de cada disparo.

Algunas limitaciones son:

•El alcance (m) disminuye bajo algunas condiciones adversas: Recubrimientos de alquitrán, tuberías lastradas, corrosión se-vera y generalizada de la tubería, presencia de derivaciones.

•La tecnología es de tipo cualitativo y ubi-ca en forma exacta las pérdidas de sección transversal, pero no entrega información cuantitativa del espesor de pared, se re-quieren técnicas complementarias para dimensionar.

•Las ondas guiadas no entregan informa-ción de defectos ubicados en accesorios como codos, reducers, tees, etc. Estas zo-nas deben ser inspeccionadas con otra téc-nica complementaria.

•Para trabajos “on stream”, se han docu-mentado aplicaciones de la tecnología en-tre -10 y 150 ºC.

•No discrimina si el defecto es interno ó externo.

•La capacidad de detección de grietas es baja.

Figura 4. Unidad portátil de RTRT tipo comercial. (NACE Corrosión 2005).

Los componentes ensamblados en una unidad portátil tipo comercial se obser-van en la figura 4:

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Luego de almacenada la imagen, el lector bo-rra la imagen de la placa fosforecente y permite que esta sea reutilizable hasta 1000 veces.

en la cantidad de agua presente, entonces los espesores obtenidos con RTRT, deben tomarse como cambios relativos de espe-sor verificables con otras tecnologías de dimensionamiento, y no como valores pre-cisos como los obtenidos con ultrasonido convencional.

Ventajas de la tecnología:

•No necesita contacto directo con la tube-ría.

•No requiere retiro de aislamiento ni pre-paración superficial.

•Trabaja en un gran rango de temperaturas: de -100 a 600 ºC.

•RTRT puede operar con la planta en servi-cio (“on stream” inspection).

•Funciona para varios materiales, entre otros: acero carbono, acero inoxidable, plástico, concreto.

•La información se obtiene en tiempo real y puede almacenarse en forma digital.

•No requiere evacuación del área como la radiografía convencional.

•El rendimiento de inspección es alto, te-niendo en cuenta que se puede barrer el 100% de la longitud escogida.

Las limitaciones de estatecnología son:

•Puede aplicarse a tuberías pero no a reci-pientes por limitación de diámetro (máximo 14 pulg).

•La vida media de la fuente de Gadolinium es de 243 dias.

•Agua ó hielo presentes en el aislamiento generan valores de espesor más altos.

•Requiere espacio entre tuberías de al me-nos 2 pulgadas.

•Los valores de espesor generados son rela-tivos y varían por la no uniformidad del ais-lamiento y contenido de agua en el mismo.

•Requiere operador especializado para in-terpretación de los datos.

Las principales aplicaciones de esta tecnología son:

•Evaluación de corrosión bajo aislamiento.•Tuberías de proceso sin aislamiento.

4. Radiografía Digital (DR)La radiografía digital es un proceso para capturar imágenes en formato digital. Se expone una placa fosforecente (fosfórica) de almacenamiento en un chasis [12]. La placa captura y almacena los rayos ga-mma ó X y los electrones dentro de los cristales fosforecentes son excitados y quedan atrapados en un estado de alta energía semiestable. La luminiscencia de la placa luminiscente foto estimulada es detectada, y la imagen es “revelada” en un lector que extrae la información alma-cenada en la placa y produce una imagen digital como lo muestra la figura 6:

Figura 6. Imagen digitalizada después del fenómeno de fotoluminiscencia. (GEIT)

Ventajas de esta tecnología:

•Ahorro en costos de operación por elimina-ción de película, químicos, suministro de agua y desechos.

•Mejor productividad y rápida toma de deci-siones.

•Disminución en los tiempos de exposición hasta de un 90%.

•Por no usar químicos es un sistema adecua-do para lugares remotos.

•Eliminando el proceso de revelado, el impac-to ambiental por desechos es nulo.

•Las imágenes pueden ser capturadas y mos-tradas en pantalla en un tiempo mucho me-nor que en la radiografía convencional.

•El uso de un software facilita el análisis de las imágenes y la preparación de reportes. Digi-talmente es posible dimensionar espesores de piezas con corrosión.

•Mayor facilidad en el manejo de la informa-ción.

•Para el caso de líneas aisladas, no es necesa-rio retirar aislamiento para realizar el ensayo.

Limitaciones de la tecnología:

•Aunque los tiempos de exposición son meno-res, la radiación emitida es un factor de riesgo y requiere un manejo especial de este método.

•Esta tecnología es de tipo puntual, y debería usarse como complemento de una tecnología de screenning como UT ondas guiadas, CEP, ó RTRT, que definan los sitios donde se deben to-mar las radiografías.

•Requiere evacuar un área de la planta durante su ejecución.

Dentro de las aplicaciones para esta tecnología existen:

•Corrosión bajo aislamiento en zonas críticas.•Inspección de válvulas•Evaluación de tuberías con depósitos

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Líneas de Investigación Corrosión por CO2/H2S Corrosión localizada Flujo multifásico Inhibición de la corrosión Fenómenos de humectación (water wetting) Secuestro y almacenamiento de CO2 Corrosión inducida por microorganismos Corrosión por ácidos nafténicos

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www.ohio.edu/corrosion corrosion@ohio.edu 740.593.0283

O H I O U N I V E R S I T Y Fritz J. and Dolores H. Russ College of Engineering and Technology

Oportunidades y Beneficios Apoyo en matriculación y salario Importante interacción con la industria Estancias de investigación en la industria Participación en congresos internacionales (NACE, ICC, ISE)

Institute for Corrosion and Multiphase Technology

Programas de Estudio Maestría y Doctorado en Ingeniería Química Aplicaciones en línea www.ohio.edu/graduate

Instalaciones Cuanta con las instalaciones más grandes a nivel mundial en su tipo Flow loops a gran escala Celdas electroquímicas, autoclaves Sistemas especiales para H2S Análisis superficial (MEB, EDS, XRD, perfilómetros ópticos)

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Basado en este resultado se priorizó la ejecu-ción del piloto de la tecnología Corrientes de Eddy Pulsadas (CEP).

Interacción con proveedoresTeniendo en cuenta que esta tecnología no es comúnmente usada en el ámbito latinoame-ricano, se estableció contacto con varias com-pañías multinacionales expertas en ensayos no destructivos de última generación, se soli-citaron cotizaciones y finalmente se concreto la gestión con una firma de alta experiencia en la aplicación de esta tecnología (Corrientes de Eddy Pulsadas) en particular y que estuvo invo-lucrada en el proceso de patente de la misma. Durante la gestión con esta compañía fue nece-

Evaluación de factores

no financierosUsando una metodología de asignación de pesos a doce criterios de comparación preestablecidos, se evalua-ron seis alternativas de ins-pección “on stream” para la aplicación específica de inspección de líneas de pro-ceso en acero carbono ó de baja aleación aisladas térmi-camente. La tabla 1 muestra el consolidado de la evalua-ción:

sario aclarar entre otros los siguientes aspectos: •Detalles técnicos sobre la tecnología a evaluar en campo (CEP).•Rendimientos teóricos de la inspección con CEP.•Antecedentes de aplicaciones en plantas pe-troquímicas y refinerías en el mundo.•Costos de la tecnología.•Disponibilidad para hacer la inspección en Co-lombia.•Información de diseño y operación requerida. •Facilidades de acceso requeridas.Adicionalmente se pacto con este proveedor la transferencia de conocimiento al personal de refinería y otros negocios de ECOPETROL S.A.

Definición de las facilidades a ins-peccionar en la prueba pilotoDespués de varias reuniones se definió hacer la inspección “on stream” en ciertas líneas y reci-pientes del lado frio de UOP I: Estas líneas ope-ran a temperaturas bajas de entre -40 y 100 °F, y su aislamiento se encuentra en regular estado. Se busca evaluar el desempeño de la tecnología sobre líneas frías y obtener información del es-tado de este sistema.

Definición del alcance detallado de la inspección Luego de establecer las facilidades, fue nece-sario definir el alcance detallado de la inspec-ción con la tecnología CEP desarrollando una planeación sobre planos de las zonas de ins-pección y recorridos de campo marcando cada uno de los sitios a inspeccionar. Esta actividad es importante para que el contratista de inspec-ción inicie actividades con menores tiempos de stand by y mayor aprovechamiento del recurso contratado.

Definición del presupuesto para la inspección piloto y contratación del servicioEn cuanto al presupuesto para este contrato, GRB dispuso los recursos necesarios para ejecu-tar la inspección. Para su aprobación, se elabo-raron las especificaciones técnicas, el cálculo de las cantidades de obra y el presupuesto oficial.

Ejecución de inspección piloto en laboratorioPrevio al trabajo de campo se realizó una prue-ba piloto de la tecnología CEP en laboratorio usando una muestra con daño por corrosión interior previamente caracterizada por medi-ción de espesores de pared con ultrasonido convencional y cubierta con cañuelas de aisla-miento térmico simulando una aplicación real. Se tomaron lecturas con el equipo de CEP en las mismas zonas donde se midieron espesores de pared con UT para ver las tendencias.

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Los resultados de la medición con el equipo de CEP en los mismos sitios se ven en la tabla 4:

Tabla 4. Medidas de espesor promedio rema-nente (%) con CEP.

Haciendo la conversión de los datos de es-pesor real medidos con UT Scan A y según la escala de colores se generan los resultados de la tabla 5:

Tabla 5. Medidas de espesor remanente real (%) con UT Scan A.

La zona de rotura en la muestra de laboratorio (2D), correspondiente a un espesor de 1,22 mm (14%), coincide con un valor de 39% en la medición de CEP, y este fue el menor valor detectado por CEP, lo cual es consistente con el estado de la pieza.

Se observa que los valores de porcentaje de espesor remanente promedio medidos con CEP en general son mayores que los espe-sores remanentes reales de la pieza, pero se mantiene la tendencia en cuanto a zonas con mayor ó menor daño.

Las áreas de mayor daño detectado por CEP, tales como 3C, 3D, 3E y 6 A, coinciden con bajos espesores reales medidos con UT, así como las áreas sin daño severo. Los puntos 3F, 3B, C5 y 7D no fueron detectados por CEP. La probabilidad de detección calculada para esta prueba piloto en términos de puntos que coinciden con la tendencia contra puntos eva-luados fue de 80,9%.

Ejecución de la inspección en cam-po con CEPFinalmente se ejecutó el piloto de inspección “on stream” usando la tecnología de corrientes de Eddy pulsadas (CEP) por parte de un especia-lista en la aplicación de la misma.

Evaluación del desempeño en campoDurante el desarrollo de la inspección, se realizó seguimiento en campo y evaluación de facto-res técnicos como: Porcentaje de cobertura del área, probabilidad de detección y rendimiento práctico.

Evaluación del impacto económico potencialCon base en los resultados de laboratorio y campo, se hizo una evaluación del impacto eco-nómico potencial que puede generar el uso de esta tecnología de inspección “on stream” en la refinería de Barrancabermeja, teniendo en cuenta principalmente el beneficio por dismi-nución de tiempos de parada de planta.

Analisis de ResultadosPrueba de la laboratorioLas condiciones de la prueba realizada se resu-men en la tabla 2:

La cañuela con daño interno por corrosión pre-viamente caracterizada se ve en la figura 7 :

La medición con UT espesores presentó la dis-tribución de medidas mostrada en la tabla 3:

Tabla 3. Medidas de espesor (mm) con UT Scan A.

Figura 7. Muestra de prueba para inspección con CEP y Ultrasonido convencional.

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Evaluación de desempeño en campoDurante los trabajos de campo se hizo veri-ficación en algunos puntos inspeccionados por CEP en la planta, y esto fue lo observado en uno de ellos representativo de los demás:

Tabla 6. Medidas de espesor promedio remanente (%) con CEP.

Tabla 7. Medidas de espesor remanente real (%) con UT Scan A.

La probabilidad de detección calculada en esta verificación de campo en términos de puntos que coinciden con la tendencia contra puntos evaluados fue de 87,5 %.

La cobertura de la inspección con CEP medida en función del área bajo la probeta y el núme-ro de puntos inspeccionados para una línea de 20 pulg de diámetro fue de aproximada-mente el 68%, contra menos del 2% al hacer UT Scan A en los mismos puntos.

El rendimiento práctico para líneas aisladas usando una grilla de 16 puntos/m2 fue de 7,2 m2/hora.

1.La verificación realizada en la-boratorio y campo muestra una alta coincidencia en la ubicación de las zonas con mayor pérdida de espesor entre la grilla de medi-das con UT y la misma grilla usan-do la tecnología de CEP.

2.La tecnología de CEP genera valores de espe-sor promedio bajo el área de la probeta (Foot Print), que aunque no son valores exactos del espesor remanente, si mantienen una tenden-cia que permite identificar claramente las zo-nas con mayor daño externo ó interno.

3.Para el caso de líneas de gran diámetro (mayor a 12 pulg) y recipientes aislados tér-micamente, usando una probeta (CEP) de 10 pulg de diámetro, la tecnología CEP tiene una cobertura de inspección de 68 % del área del elemento inspeccionado (codo, casco, tramo recto) que es muy superior a la cobertura al-canzada con un Scan A por ultrasonido menor del 2 %.

4.Para detección de daños por corrosión ó ero-sión en tuberías y recipientes aislados de acero al carbono de baja aleación la tecnología de CEP presentó valores de probabilidad de de-tección hasta del 87%.

5.La tecnología CEP de inspección “on stream” permite establecer cualitativamente el estado de líneas y recipientes aislados en operación, brindando un buen fundamento técnico para la toma de decisiones relacionadas con la pla-neación de las actividades de inspección y/ó mantenimiento en paradas de planta.

6.Algunos grandes beneficios de la aplicación de tecnologías de inspección “on stream” como CEP son:

-Sirve como criterio de selección de los equipos y líneas que deben inspeccionarse en la próxi-ma parada de planta.

-Permite al personal de mantenimiento antici-par procesos de compras, contratación, prefa-

Impacto económico potencialEl impacto económico potencial basado únicamente en el beneficio de disminución de días de paradas de planta por menores tiempos de inspección para varias tecnologías incluyendo CEP se presenta en la tabla 8.

Tabla 8. Impacto económico potencial de las tecnologías de inspección “on stream”.

CON

CLU

SIO

NES

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bricación, etc, optimizando la planeación y los costos relacionados con la parada de planta.-Disminuye los tiempos de inspección de equi-pos y líneas durante la parada de planta, lo cual redunda en una disminución sustancial de cos-tos por menores tiempos de parada de planta.

-El programa de inspección “on stream” de la refinería puede fortalecerse con la implemen-tación de la tecnología CEP para inspección de líneas y recipientes aislados, de manera que se aumente la efectividad de la inspección y así mismo la confiabilidad operacional de las mismas.

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[12] SANTOS, Silvana. Digital radiography. GE Inspection technology.

[13] WASSINK, Casper. Comparison of guided waves inspection and alternative strategies for inspection of insulated

pipelines. Applus RTD. 2008.

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Arlington, Virginia, 12 de julio de 2011 - La Asociación Internacional de Terminales de Líquidos (ILTA) celebró su 31era Conferen-cia y Feria Comercial Operativa Internacio-nal Anual entre el 6 y el 8 de junio de 2011 en Houston, Texas. El evento incluyó más de 30 presentaciones de conferencia, dos re-cepciones vespertinas de talleres de inter-conexión de redes, tres talleres de entrena-miento, una feria comercial de día y medio y un torneo de golf. Más de 3.450 personas asistieron - un aumento de 8 por ciento comparado con las inscripciones de 2010.

“La conferencia y feria comercial ILTA se considera como el evento anual primordial de la industria de terminales,” dijo David Doane, Presidente de ILTA. “La asistencia récord de este año demuestra el tremendo valor que ILTA aporta a la industria, y esta-mos complacidos de anfitrionar un evento de esta índole año tras año.”

En la sesión de apertura de la conferencia, Bryan Shaw, Presidente de la Comisión de Texas sobre Calidad Ambiental, habló acerca de los conflictos existentes entre Texas y los reguladores federales, incluyendo la toma

por la Agencia de Protección Ambiental de la autoridad permisionaria de gases de in-vernadero en el estado. Las presentaciones de la conferencia durante todo el resto del día se enfocaron en diversos temas opera-cionales, empresariales y ambientales, de salud, seguridad y vigilancia. Siete presen-taciones fueron incluidas en la pista de es-pañol el día entero. La conferencia concluyó con el almuerzo principal. El ex-piloto Blue Angels, John Foley, dio una presentación di-námica sobre cómo lograr gran desempeño y crear una cultura de excelencia. Él utilizó secuencias de video de alto nivel de ener-gía de los Blue Angels para mostrar cómo las empresas pueden unificar sus equipos apoyados de metas compartidas y aprender lecciones valiosas para la continua mejora.

Un total de 12 empresas de terminales fue-ron reconocidas durante el desayuno de premios de seguridad. Hess Corporation recibió el Premio de Seguridad Platino del año 2011 por su desempeño en seguridad y cultura ejemplar de seguridad. Westway Terminals recibió un Premio de Mejora de Seguridad por demostrar mejora significati-va en sus antecedentes de seguridad duran-

HESS Corporation Recibió el premio (Platinium Safety Award) que sería el premio más alto de

ILTA para la excelencia en seguridad

Mas de 600 personas asistieron a la conferencia

Conferencia y Feria Comercial establece marca de asistencia

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Premio de excelente seguridad. Ganadores del 2011 fueron: CITGO Petroleum Coporatio; International Raw Ma-terials; Murphy Oil Coporation, NuStar Energy; Petro-Diamond Terminal Company; Sunoco Logistics Partners y U.S. Venture.

Mas de 280 empresas que exhibieron en la conferencia de ILTA en Junio 2011.

te los últimos tres años. Además, se les presentó el Premio de Excelencia en Seguridad a 10 empresas que lograron una marca de seguridad de menos de una lesión por 100 trabajadores en el año 2010. Las empresas fueron: Asphalt Operating Services; CITGO Petroleum Corporation; Flint Hills Resources, LP; International Raw Materials; JIT Chemical Corpora-tion; Murphy Oil Corporation; NuStar Energy, L.P; Petro-Diamond Ter-minal Company; Sunoco Logistics Partners, L.P.; y U.S. Venture Inc. Tres de estas empresas, Asphalt Operating Services, Flint Hills Resources y JIT Chemical Corporation, fueron reconocidas por lograr y mantener excelencia en la seguridad desde el año 2006. Se les presentó el Pre-mio de Hito de Seguridad Quinquenal de ILTA.

La feria comercial de entradas agotadas fue la mayor en la historia de ILTA. Más de 280 empresas estuvieron presentes en la exhibi-ción. De estas empresas, 49 estaban exhibiendo por primera vez en el evento de ILTA. Los asistentes a la feria comercial pudieron comparar productos y reunirse con cientos de proveedores de to-das partes del mundo.

La 32da Conferencia y Feria Comercial Operativa Internacio-nal Anual de ILTA está programada para los días del 21 al 23 de mayo de 2012 en el Hilton Américas en Houston y en el Centro de Convenciones George R. Brown en Houston, Texas.

Acerca de Asociación Internacional de Terminales de Líquidos:Radicada en Arlington, Virginia, ILTA es una asociación co-mercial internacional que representa a 83 propietarios y operadores de terminales de líquidos en bruto, instalacio-nes de tanques de almacenaje sobre terreno y poliductos de productos de petróleo en 47 países. Los miembros de ILTA operan más de 800 instalaciones consistentes en cerca de 13.500 tanques, con una capacidad de almacenaje global de aproxi-

madamente 677 millones de barriles. Entre los productos que manejan los miembros de ILTA se encuentran petróleo crudo, pro-ductos de petróleo y una gran variedad de productos químicos, así como etanol, bio-diesel, aceites vegetales, melaza y fertilizan-tes. Su membresía también incluye más de 300 empresas que suministran productos y servicios a la industria de terminales de lí-quidos en bruto.

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Experiencias en campo con los sistema de monitoreo de corrosión de altaresolución y respuestaRohrback Cosasco Systems. Gerente de Ventas para Latino America.Av. Fco de Miranda. Edif. Caracas Palace. Altamira. Caracas. Venezuela.0212 771 23 01 / Fax 771 23 05

El control de la corrosión frecuente-mente es alcanzado a través del uso de aleaciones resistente, estos sin embargo, implican un alto costo de capital (CAPEX), por consiguiente, al-ternativas dentro de las estrategias de mitigación de la corrosión usualmente son consideradas. En muchos de los

casos la opción más efectiva es el uso de aceros al carbono con un programa de in-hibidores de corrosión. (1)

Sin embargo, preocupados por el potencial que tiene el acero al carbono de corroer-se frente a un problema de corrosión, la alternativa de usar aleaciones débiles en conjunto con químicos está tomando im-portancia con al nueva tecnología de mo-nitoreo de corrosión de Alta Resolución, ya que nos permite trabajar en una forma proactiva, permitiéndonos tomar decisio-nes en los momentos de un desvió de los niveles de corrosión, generando cambios ya sea en algunas variables de proceso o en las aplicaciones químicas, optimizando el proceso, y finalmente obteniendo un mejor resultado confirmado por las activi-dades de inspección y el uso de cupones. Por otro lado, cuando una nueva tecno-logía es introducida, nosotros siempre escuchamos cosas maravillosas acerca de esta tecnología. Entonces, como podemos trasladar estas palabras al campo o a la práctica, o, como se verán estos beneficios en la vida real o en la práctica. El objetivo de este documento es mostrar dos casos específicos de experiencia en campo, to-mados de primera mano durante las activi-dades de arranque, en diferentes clientes

INTR

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de la región básicamente en Sur América. Observaremos como los datos obtenidos al solo en unos pocos días de haber iniciado el monitoreo fueron de gran ayuda para los usuarios.

Figura 1. Principio Básico de la Resistencia Eléctrica

Resistencia Eléctrica (ER) vs. Re-sistencia Eléctrica de Alta Resolu-ción (HR-ER)

La tecnología de Alta Resolución com-bina la rápida respuesta de la técnica de Resistencia de Polarización Lineal (LPR) con la aplicación universal de la

técnica de Resistencia Eléctrica (ER). Con el Sistema de Monitoreo de Corrosión de Alta Resolución se podrá obtener una rápida y precisa respuesta de la velocidad de corro-sión en cualquier tipo de proceso o am-biente, líquidos conductivos o no, salmue-ras, o gases, flujos de simple o múltiples fases, bajo tierra o concreto. Cambios muy pequeños en la velocidad de corrosión, las cuales serían im-perceptibles con la técnica conven-cional, son cla-ramente visibles usando Resisten-cia de Alta Reso-lución. Esto hace que esta técnica sea ideal para el monitoreo de procesos y tube-rías, control de

proceso, evaluación de inhibidores, y pro-tección catódica. De hecho, actualmente la velocidad de corrosión puede ser graficada en tiempo real y correlacionado con otras variables de proceso como lo son tempera-tura, presión, oxigeno, pH, concentración de inhibidores, etc.

La técnica de monitoreo por resistencia eléctrica es la preferida en sistema en lí-nea, flujos de fases mixtas y en ambientes predominantes no acuosos. Un elemento sensor conocido, regular, de manufactu-ra geométrica en la misma aleación de la tubería, o equipo de interés, es insertado dentro del proceso. El incremento de la resistencia eléctrica del sensor es debido a que su sección transversal es reducida por la corrosión. Esto se traslada a una pérdi-da de metal del espesor y referenciado al tiempo, a la velocidad de corrosión. La fun-ción básica de la técnica es mostrada en la figura 1 (6).

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Esto convierte el monitoreo de Corrosion en una variable de proceso como otras. Entonces, con beneficios como este, ¿Por qué no tratar la variable corrosión como el resto de las variables de proceso? Después de toda la variable corrosión pudiera ser la más importante o critica dese el punto

de vista económico de la planta puesto que tiene un mayor efecto en el manejo de inhibidores de corrosión y permite una mejor gestión de los activos extendiendo su vida útil.

Figura 2. Comparación del ruido entre HRER y ER

Figura 4.Tiempo de Respuesta de las probetas ER y HR-ER

Al igual que la Resistencia Eléctrica, Resis-tencia Eléctrica de Alta Resolución mide el incremento de la resistencia eléctrica del elemento, ya que su sección transver-sal es reducida por la corrosión. La mejora esencial fue un resultado de un diseño sis-temático de la técnica convencional para identificar y minimizar las fuentes de ruido más significativas, temperatura en nuestro caso. El resultado de este diseño fue supri-mir el ruido en dos órdenes de magnitud cuando se le compara con la técnica básica de resistencia eléctrica. (Ver figura 2). Esto permite al usuario tomar ventaja del incre-mento de resolución de las lecturas de la instrumentación moderna. Las lectura de la Resistencia Eléctrica de Alta Resolución son muy buenas para detectar los cambios en el espesor dentro de un rango de 0.2 a 2 micro pulgadas (18 bits o 4 ppm), en contraposición a la técnica convencional limitada a casi 40 micro pulgadas (10 bits o 1000 ppm). (5)

Como fue discutido anteriormente, la fuente de ruido más significante en las lec-turas proviene cuando el elemento que se corroe y el elemento de referencia están a diferentes temperaturas. Esto contribuye típicamente con 1:250 partes de ruido, en un sistema inestable térmicamente. (6).

Con el fin de eliminar estos efectos, sola-mente probetas donde el elemento de re-ferencia está localizado extremadamente cerca del elemento que se corroe, ofrece la oportunidad de niveles de ruido muy ba-jos. El espacio residual entre el elemento de referencia y el elemento que se correo están rellenos con un material altamente aislante pero altamente conductivo térmi-camente. Este tipo de diseño minimizar la duración y tamaño de cualquier gradien-te que se pudiera desarrollar durante los cambios de temperaturas. (1)

Comparando el tiempo de respuesta de va-rias técnicas de monitoreo de corrosión, a 10 mpy la probeta común de 5 mils requie-re 3 días para responder, comparado solo con 50 minutos para la misma probeta de 5 mils span en HR-ER. (Ver figura 4). HR-ER ahorra dinero ahorrando tiempo. La canti-

dad de tiempo necesitado para evaluar un inhibidor de corrosión y por consiguiente implementar una acción correctivo para disminuir una desviación del objetivo de la corrosión pueden ser altamente reducidas.

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Con el fin de trasladar todo lo de arriba mencionado a la vida real, esta parte repa-sará tres aplicaciones especificas con el uso de un sistema de monitoreo de corrosión de Alta Resolución en el cual, los usuarios descubrieron oportunidades de mejorar sus procesos y por consiguiente confirmar todo lo que se ha estado discutiendo ante-riormente.

Los dos casos de experiencia fueron reali-zados en 1 mejoradores de crudo en Jose, Venezuela, como lo es Petromonagas, y un campo petrolero localizado en Ecuador de la empresa Andes Petroleum.

Caso 1: Petromonagas,mejorador de Crudo,Acumulador del sistemade condensado de latorre de vacío

Antecedentes: Petromonagas es una compañía muy similar a PDVSA Petrozuata, la cual también ubicada en Venezuela. La única diferencia en este caso es que Petro-monagas produce 200.000 BPD de crudo pesado (entre 30 y 32 API) transformado crudo extra pesado con 8 y 9 API. El pro-ducto final crudo pesado es llamado crudo sintético, el cual es de fácil procesamiento por las refinerías en el mundo.

Situación antes de usar Monitoreo de Corrosión de Alta Resolución:La corrosión en el sistema de vapor de la unidad de destilación al vacio es tratado con una amina neutralizante. El químico es inyectado en la fase vapor antes de la en-trada de los eyectores, y el punto de mo-nitoreo está en el acumulador de conden-sado, el cual recibe todos los condensados del sistema. (Ver figura 10). La función de la amina neutralizante es estabilizar el pH el cual es controlado monitoreando el pH del condenado tomando muestras al final del sistema, es decir en el acumulador.

A pesar de la amina neutralizante, la velo-cidad de corrosión alcanzó y se sostuvo en niveles 50 mpy en algunos casos, y el pH permaneció dentro de un rango normal y aceptable. Esta situación elevó alarmas de suspicacia acerca de la efectividad y nece-sidad del tratamiento químico. El monito-reo de la corrosión consistía de probetas de ER convencionales y equipos de mano. Por otro lado, hubo varios picos de alto nivel de hierro (sobre los 2 ppm, el cual es el objeti-vo operativo) y tal parece es que indepen-diente del comportamiento de la corrosión, al menso con probetas ER.

Algunas preguntas surgieron tales como ¿Cual debería ser la dosis correcta de quí-mico para lograr un buen control de la corrosión? ¿Será que el sistema necesita químico otros tipos de químicos o combi-nación de estos?, ¿Como darle seguimiento a la velocidad de corrosión de forma más rápido y en tiempo real para hacer las op-timizaciones?

Aplicaciones y resultados: Con el fin de confirmar los problemas de corrosión y hacerle seguimiento exactamente cuando estos están ocurriendo y por consiguiente poder correlacionarlo con variables de pro-ceso, un sistema de Monitoreo de Corro-

sión de Alta Resolu-ción fue instalado en al salida del acumula-dor de condensado. Los datos obtenidos en tiempo real se muestran en la figu-ra 11 (Impresión de pantalla desde la apli-cación). Este muestra un período importan-te de 5 días donde la corrosión superó más allá de 40 mpy, cuan-do el objetivo es de 5 mpy.

El comportamiento de las variables de pro-ceso como hierro, pH, y H2S fueron corre-lacionados con la velocidad de corrosión. Ver figura 12). Es importante destacar que MS Excel fue usado para analizar los datos importados desde la aplicación original del fabricante (OEM), solo con el fin de ob-tener en la misma gráfica algunos de los parámetros involucrados en el proceso de corrosión. Uno de los más resaltantes he-chos surgido fue descubrir la formación de NH4HS (Bisulfuro de Amonio) in casos cuando el H2S y el NH3 tienen un radio de 2 a 1. El Bisulfuro de Amonio trabaja princi-palmente como un estabilizador del pH no permitiendo ver los problemas de corro-sión y por consiguiente tampoco un buen control sobre el químico.

La figura 12 nos muestra tres periodos, dos de ellos, con alto niveles de H2S y el último (en el medio) con bajo nivel de H2S, aunque sigue siendo alto para el diseño del sistema. Es obvio que los problemas de co-rrosión no es meramente un asunto de pH. El problema de corrosión fue confirmado pro al lecturas de hierro, el cual sin embar-go tiene dos días de desfase con respecto a la velocidad de corrosión. Por consiguiente, la probeta de Resistencia eléctrica de alta resolución ayudo ajustar la dosis de quími-co para encontrar cual sería la mejor dosis

Figura 10. Sistema de condensado de VDU

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para los niveles de corrosión existente, sin embargo luego de 50 ppm de H2S no hay ningún efecto del químico, sea cual sea la dosis. El problema estaba necesitando otra solución.

Beneficios de este caso: El principal beneficio fue evaluar el desempeño del tratamiento químico en un tiempo muy corto (tiempo real) y descubrir el potencial de usar tecnología de Resistencia eléctrica de alta resolución en al lucha contra la co-rrosión. Luego de esta experiencia sistema de monitoreo de alta resolución fueron im-plementado como parte del programa de corrosión.

Otros beneficios, fue identificar situaciones de riesgo correlacionando al velocidad de corrosión con las variables de procesos. Esto fue posible usando Resistencia Eléctri-ca de alta resolución.

Luego de los resulta-dos de la prueba con el monitoreo de alta resolución algunas actividades fueron realizadas:

• Tratamiento adicio-nal de químico con un inhibidor de corro-sión basado en ami-nas más ligeras para preservar los actives contra estos tipos de ataque corrosivo.

• Con bajo nivel de H2S (<20ppm) no es necesario la inyección de químico, esto re-presenta un ahorro de US$ 600M/año en tratamientos químicos.

• Continuar con el monitoreo de corrosión en línea usando probeta de resistencia eléctrica de alta resolución y correlacionar la velocidad de corrosión con las variables de procesos.

• Con altos niveles de H2S se realizara opti-mización de químicos baso en el monitoreo en tiempo real.

Usando un sistema de monitoreo de resis-tencia eléctrica de alta resolución permi-tió trabajar sin interrupción y se conoció cuando una desviación estaba ocurriendo, permitiendo hacer cambios para mejorar el proceso y combatir para mantener la corro-sión en los niveles aceptables.

Caso 2: Andes Petroleum, Campo de Producción de crudo, Torre de Destilación Atmosférica

Antecedentes: Andes Petroleum ope-ra el campo Tarapoa, sistema de almace-namiento de Lago Agrio y estaciones de transferencia de (Sucumbios) localizados en Ecuador. La producción promedio es cal-culada en 60.000 BPD. Dentro de la produc-ción de crudo existe una planta Topping o destiladora para producir gasolinas y otros derivados con el fin de cubrir la demanda de las poblaciones locales. Esta pequeña refinería estaba presentando problemas de corrosión en la torre de destilación at-mosférica, a la entrada de los enfriadores de tope.

Situación antes de usar Monitoreo de Corrosión de Alta Resolución:La torre de destilación atmosférica tiene se-veros problemas de corrosión debido al alto nivel de H2S, Cloruros y velocidad del fluido. Cupones estaban siendo usados con el fin de monitorear la corrosión y optimi-zación de químicos pero sin éxito alguno. La velocidad de corrosión estaba por en-cima del objetivo (5 mpy) la mayor parte del tiempo, por consiguiente problemas de corrosión continuaban presentándose a pesar del monitoreo y acciones actuales. La figura 13 muestra los datos del cupón, correspondiente a un periodo de 7 meses. Es importante resaltar, que ambas entradas tienen el mismo comportamiento y veloci-dades de Corrosion similares, caso diferen-te revisado anteriormente en el capítulo de PDVSA Petrozuata, el cual dos de las ochos entradas tenían altos niveles de corrosión. Ver figura 5.

Algunas veces, como lo muestra la figura 13, la velocidad de corrosión de la colum-na V-126 estuvo muy alto, posiblemente debido a la alta concentración de cloruros, que a su vez es debido al largo intervalo de tiempo entre al operación de agua de lavado. Figura 5. Corrosión a la entrada de los Enfriadores Unidad 132

Figura 12. Velocidad de

corrosion correlacionado con el H2S, Fe,

y pH.

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El tratamiento químico consiste en dos químicos: Inhibidor de Corrosión y Aina Neutralizante (Puntos 4 y 5 de la figura 14). Ambos son inyectados a la salida de la torre destiladora y la corrosión está sien-do monitoreada aguas abajo en la misma línea, antes de los enfriadores de tope en cada entrada. La Figura 14 nos muestra un diagrama del proceso. Además del alto con-tenido de H2S y Cloruros, hay otros posibles hechos como por ejemplo, proximidad el punto de rocío (Dew Point) o en tal caso punto de rocío de las sales, agua de lavado, y químicos como tal. La pregunta aquí es: ¿Como saber qué es? Porque dependien-do de la temperatura y presiones el punto de rocío puede moverse a lo largo de la tu-bería, por otro lado, el agua de lavado, el agua de lavado esta removiendo los cloru-ros efectivamente, o quizás el tratamiento químico necesita ajusta más acorde con las desviaciones ocurridas y a tiempo.

Aplicación y resultado: ¿Cómo saberlo? Fue la pregunta que dejamos atrás. La respues-ta fue instalar un sistema de monitoreo de corrosión de alta resolución en una de las entadas de los enfriadores de tope. Los resultados surgieron de forma inmediata. Luego del agua de lavado con agua dulce, el cual es un proceso tipo “Batch” o intermi-tente que quizás se llevaba a cabo en meses la velocidad de corrosión cayó por debajo de 0.5 mpy. La figura 15 nos muestra cuan-do esto está pasando en tiempo real el 2 de Octubre de 2007.

Usando la herramienta de cálculo de la apli-cación OEM, la velocidad de corrosión an-tes del agua de lavado es

26.39 mpy y luego del agua de lavado es 0.47 mpy, como lo muestra las figuras 16 y 17. Otro importante hecho es que la veloci-dad de corrosión para todo el periodo (des-de el 25 de Septiembre hasta 4 de Octubre 2007) es 19.26, mostrado en el fondo a la derecha de la figura 15. Por su parte los cu-pones de corrosión entre

el 20 de Setiembre 2007 y 2 de Octubre de 2007 es 16 mpy (ver figura 13), confirman-do los resultados obtenidos de la probeta de resistencia eléctrica de alta resolución. La diferencia es aceptable considerando que hay un pequeño desfase en el tiempo, siendo el periodo algo diferente.

Beneficios de este caso: Es obvio que al usar agua de lavado de forma continua ayuda al tratamiento químico reduciendo su consumo. Claro está, esto es más agua para el tambor V-126 o acumulador el cual es necesario considerar. Adicionalmente trabajando con un sistema de monitoreo en tiempo real permitió mejor control me-jor control del químico agregando valor al proceso, y finalmente, menso tiempo de operación de la planta fuera del objetivo (5 mpy) debido a la detección a tiempo de las desviaciones, el cual se traduce en preser-vación del activo, mas confiabilidad, seguri-dad y finalmente ahorro de dinero.

Figura 14. Torre de destilación atmosférica. Diagrama de proceso

El principal beneficio es ser capaz de ver la corrosión en tiempo real, tal como otros parámetros de proceso como lo es tempera-tura, presión, flujo, etc. Y correlacionar la velocidad de corrosión con importante variables de proceso como lo son Fe, CO2, H2S, pH, Cloruros, etc.

La técnica de resistencia eléctrica de Alta Resolución permite tomar decisiones con el fin de preservar los equipos mientras producen. Por consiguiente con cada desviación del parámetro, en este caso la corrosión, podemos lograr:

• Ahorrar dinero reduciendo la dosificación de químico. US$ 600M / año en unos de los casos y US$ 11.000 en 6 días en otro

CON

CLU

SIO

NES de los casos. Por otra parte los beneficios adicionales de optimi-

zar la inyección de una forma continua.

• Hacer cambios en el proceso como lo fue el agua de lavado para ayudar al tratamiento químico.

• Identificar cuando está ocurriendo una situación de alto riesgo correlacionado la velocidad de corrosión con otros parámetros de proceso involucrados en el proceso de corrosión.

• Una confiable y continua base de datos de la corrosión, muy importante variable para tomar decisiones a largo plazo como las metodologías RBI o programas de Valoración del Riesgo.

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LATINCORRLOS INVITA

Marzo 11-15Salt Lake City

Utah, USA

Nace ad

Saturday, September 17, 2011 2:25:55 PM

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Diagnostico y control de la corrosión en unidades de crudoCarlos Eduardo Blanco Pinzón1, 1 Haydée Quiroga Becerra 1, Jenny Rocio Gutierrez PittaInstituto Colombiano del Petróleo – ECOPETROL

Las unidades de crudo en una refinería están diseñadas para procesar hidro-carburos y producir productos útiles como tales como nafta, Jet, diesel y gasóleos. Su operación se ve afectada por mecanismos de daño que pueden clasificarse como: (1) ensuciamiento causado por la composición de los hi-

drocarburos en trenes de precaliente y hornos; (2) corrosión acuosa bajo de-pósito y erosión en los sis-temas de cima de las torres de destilación; y (3) meca-nismos de corrosión a alta temperatura en tubería de radiación de hornos; parte inferior de torres atmosféri-cas y de vacío; y en líneas de transferencia. Sin embar-go, las unidades de crudo pueden también presentar otros mecanismos de daño

INTR

OD

UCC

IÓN

La eficiencia de las unidades de crudo se ve afectada por fenómenos tales como: formación de depósitos; corrosión acuosa y bajo depósito; y corrosión a alta temperatura induci-dos por composición fisicoquímica de los crudos.

Actualmente las refinerías mitigan estos fenómenos por medio de (1) optimización de dietas soportada en la caracterización fisicoquímica de los crudos, teniendo en cuenta caracte-rísticas de compatibilidad y estabili-dad de los petróleos mezclados para evitar la precipitación anticipada de productos que generan la formación de depósitos indeseables, (2) conser-vación de los límites permisibles de los contenidos de azufre y los valores de acidez en las cargas de crudo de acuerdo a la metalurgia de la unidad para mitigar y/o controlar el impacto por corrosión (i.e. nafténica, sulfida-ción, etc); (3) adecuado sistemas de desalado e inyección química.

Recientemente, el concepto prognosis del daño en la industria del petróleo ha permitido avanzar en el desarrollo de herramientas que permitan moni-torear y predecir a través de modelos la operación segura de los sistemas críticos en las unidades de crudo. En este campo se han realizado avances en la creación de herramientas que

permiten predecir velocidades de corrosión fundamentadas en variables operacionales junto con parámetros de caracterización de crudos. Al mis-mo tiempo se han propuesto modelos empíricos y heurísticos basados en aproximaciones termodinámicas que permiten la predicción de factores determinantes para el control de la corrosión en los sistemas de cima.

asociados a la edad de los equipos y condi-ciones operacionales. Los tres mecanismos enunciados anteriormente se representan en la Figura 1.

Estos mecanismos de daño son altamente dependientes de la composición del crudo procesado. Con el fin de predecir la natu-raleza del daño en un sistema se requiere, además de la composición, conocer el tipo de carga a procesar (e.g. nafténico, para-fínico, liviano y pesado), las condiciones operacionales (e.g. temperatura, presión, inyección de vapor, velocidad del fluido, grado de vaporización de la corriente, etc), los materiales de construcción de las sec-ciones de interés, y las metodologías de control de la corrosión implementadas para cada unidad.

Figura 14. Mecanismos de daño presentes en la Unidad de Destilación de Crudo

Ensuciamiento por crudoCorrosión acuosa bajo deposito y erosiónSulfidación y corrosión naftécnica

29

Según Dickakian y Seay (5) los siguientes son los pasos resumidos del mecanismo:

1. Precipitación de asfáltenos iniciada debi-do a la incompatibilidad entre los asfáltenos y el crudo;

2. Adherencia de los de los asfáltenos preci-pitados en la superficie caliente.

La estabilidad de los crudos ha sido expresa-da usando el índice de inestabilidad coloidal (CII) por Gastel (1971). El CII se basa en la inestabilidad o incompatibilidad de los cru-dos en función de sus fracciones, saturados, aromáticos, resinas y asfáltenos, El índice presentado en la ecuación (1) es una expre-sión de la naturaleza coloidal de las fraccio-nes del petróleo y es la relación de los asfál-tenos y saturados los cuales precipitan los asfáltenos, con la suma de los aromáticos y las resinas que peptizan los asfáltenos como sigue:

En la unidad de destilación atmosférica, el MgCl2 es mayormente hidrolizado y el CaCl2

es menos afectado, ya solo un 20% de este es hidrolizado. El NaCl, el cual es mucho más estable, puede considerarse que no se afecta por las reacciones anteriores.

Corrosión causada por H2S El H2S viene del crudo, pero se debe fun-damentalmente a las moléculas de azufre craqueadas en el horno de destilación at-mosférica. La cantidad de H2S que se pro-duce depende del contenido de azufre en el crudo y de la temperatura precaliente.

El vapor que se encuentra en la línea de cima de la columna procede del crudo y de las operaciones de separación. Cuando este vapor condensa en la parte superior de la torre (punto de rocío) produciendo agua muy corrosiva.

MgCl2 + H2S → MgS + 2HCl Ec. (4)

CaCl2 + H2S → CaS + 2HCl Ec. (5)

Mecanismo de corrosión por H2S y HCl a baja Temperatura.Cuando el acero es atacado por el ácido clorhídrico, también es formado el FeCl2:

Fe+2HCl → FeCl2 + H2Ec. (6)

En presencia de H2S, puede observarse otro mecanismo:

• El acero es atacado por el H S

• Es formada una capa protectora de FeS

• La capa protectora es disuelta por el HCl FeS+2HCl → FeCl2 + H2S Ec (7)

•Comienza de nuevo la corrosión por H2S

Ensuciamiento causado por crudoInvestigaciones (1-5) han demostrado que el ensuciamiento causado por el crudo es gober-nado por el contenido de impurezas, productos de corrosión, el agua y sales del hidrocar-buro, por asfáltenos que excedan su límite de solubilidad, por descomposición térmica o de auto-oxidación de reactivos componentes del hidrocarburo. De los anteriores, la precipita-ción de asfáltenos es considerada la causa más importante de ensuciamiento en la unidad de crudo. Wiehe (2) resumen lo anterior en el siguiente cuadro:

*Los dienos son alquenos (hidrocarburos insaturados) que contienen dos dobles enlaces carbono-carbono

Presencia de Inorgánicos

Incompatibilidad de mezcla de crudos

Coque

Formación de Emulsiones aceite-agua

Polimerización de olefinas

Insolubilidad de asfáltenos

Metales encontrados en los depósitos (IC Espectroscopia Plasma de Emisión)

Pruebas de compatibilidad

Carbón conradson, asfáltenos, mesofase carbonosa

Presencia de emulsiones, ontaminantes de superficie activa

Análisis de dienos*

Asfáltenos con relación atómica H/C<1,0 Pruebas de compatibilidad de crudos.

Causas Análisis de Precursores

Aunque son necesarios factores adicionales al CII para caracterizar el potencial de con-taminación que tienen los asfaltenos en el sistema.

Corrosión en los sistemas de cimaEstos sitemas presentan ataque por HCl causado por hidrólisis de sales en el crudo no retiradas en el desalado; ataque por áci-dos orgánicos débiles; corrosión bajo depó-sito, por formación de sales de amonio o de amina; y agrietamiento en aleaciones base cobre por presencia de ión amonio.

Hidrólisis de las sales A 120ºC y por comple-to, parte de las sales reaccionan con el agua como se muestra en las siguientes reaccio-nes químicas (6):

MgCl2 + 2H2O → 2HCl + Mg(OH)2 Ec.(2)

CaCl2 + 2H2O → 2HCl+ Ca(OH)2 Ec.(3)

= ( )

( ) Ec. (1)

Ec.(1)

30

El esquema del mecanismo de corrosión por HCl y H2S descrito anteriormente se presenta en la Figura 2.

Figura 2. Mecanismo de Corrosión por H2S y HCl a Baja Temperatura

Figura 3. Daño por Erosión – Corrosión debido a NAC en un codo de 5Cr a la salida de un horno de vacío. Fuente: API 571.

SulfidaciónLa corrosión del acero al carbono y otras aleaciones resulta de la reacción con com-puestos de azufre en ambientes de altas temperaturas. La presencia de hidrógeno acelera la corrosión. (8)

La resistencia de las aleaciones se determina por el contenido de cromo en los materia-les Al aumentar el contenido de cromo au-menta significativamente la resistencia a la sulfidación. La sulfidación es primariamente causada por el H2S y otras especies de azufre reactivas como resultado de la descompo-sición térmica de los compuestos de azufre a alta temperatura, algunos compuestos de azufre reaccionan más rápidamente para formar H2S. Por lo tanto, puede ser engaño-so predecir las tasas de corrosión sobre la base del porcentaje de azufre en peso.

Dependiendo de las condiciones de servi-cios, la corrosión es más frecuente en forma de adelgazamiento uniforme pero también puede ocurrir como corrosión localizada o daño por alta velocidad erosión-corrosión. Una capa de sulfuro generalmente cubre la superficie de los componentes. Los depósi-tos pueden ser gruesos o finos dependiendo de la aleación, de la corrosividad de la co-rriente, velocidad del fluido y la presencia de contaminantes.

Corrosión por ácidos naftenicos (nac)El NAC es función del contenido de ácidos nafténicos (número de neutralización), tem-peratura, contenido de azufre, velocidad y composición de la aleación. La severidad de la corrosión incrementa la acidez de la fase hidrocarburo. El número de neutralización o el número total de ácido (TAN) es una

medida de los ácidos (contenido de ácidos or-gánicos) que es determi-nado por varios métodos de prueba como ASTM D.664. La medida del TAN del crudo puede ser engañosa porque esta familia de los ácidos tie-ne una gama diferente de puntos de ebullición y tiende a concentrarse en distintos cortes. Por lo tanto, la NAC es de-terminada por la acidez de la corriente real no de la carga de crudo. Los

diferentes ácidos que componen la familia de los ácidos nafténicos pueden tener dife-rentes corrosividades. Los ácidos nafténicos remueven las capas de protección de sulfuro de hierro en la superficie de los metales.

El NAC ocurre normalmente en corrientes calientes, por encima de 425°F (218°C), pero se ha reportado para temperaturas tan bajas como 350°F (177°C). La gravedad aumenta con la temperatura hasta 750°F (400°C), sin embargo, el NAC se ha observado en las corrientes calientes de gasóleos de la coker hasta 800°F ( 427°C) Los ácidos nafténicos son destruidos por reacciones catalíticas en unidades de hidroprocesamiento y FCC Las aleaciones que contienen incremento importantes de Mo muestran una mejor re-sistencia. Un mínimo de 2 a 2½ es requeri-do dependiendo del TAN del crudo y de sus cortes.

La corrosión es más severa para el flujo en dos fases (líquido y vapor), en áreas de alta velocidad o turbulencia y en las torres de destilación donde los vapores calientes se condensan para formar gotas de fase líqui-da. En la Figura 3 se presenta la morfología del mecanismo de daño en un tubo de salida de un horno en material de 5Cr.

31

Técnicas de control y Monitoreo paracorrosiónEnsuciamientoLos problemas de ensuciamiento pueden ser aliviados por el uso de aditivos antiin-crustantes, la adecuada distribución de los intercambiadores y un correcto método de mezcla de crudos. Una manera inteligen-te de mitigar el ensuciamiento es desde el diseño de los intercambiadores de carcasa y tubo introduciendo facilidades para ope-raciones de limpieza además de considerar desde el diseño la introducciòn del “factor de resistencia al ensuciamiento” dato toma-do delas tablas TEMA (9).

Se han desarrollado varios modelos para predecir el ensuciamiento por reacción quí-mica. Estos modelos incorporan la compe-tencia entre los términos de deposición y remoción.

Todos los modelos encontrados en la litera-tura relacionan específicamente las incrus-taciones que se producen debido al efecto de la temperatura a través de una superficie cuya resistencia es controlada por el espe-sor de la incrustación. A medida que la capa depositada es de mayor espesor, aumenta la resistencia al paso del calor y las reacciones que conducen al ensuciamiento tienden a disminuir ya que dependen del calor; cada vez es evidente que el fenómeno tiene ca-racterísticas asintóticas, o tiende aestabilizarse después de que las incrustacio-nes alcanzan un nivel limite.

Sistemas de cimaUn programa de control de corrosión inicia con un análisis detallado de la causa raíz para definir el problema, se debe realizar el análisis del proceso, los materiales de la

zona donde se presenta el problema, y los datos históricos, las variaciones en la carga, la existencia o no de depósitos, las tempera-turas, las presiones, los reflujos, y los cam-bios operacionales.

El principal medio para controlar la corro-sión en los sistemas de cima consiste en el desalado que tiene como objetivo eliminar las sales presentes en la corriente de crudo que ingresa a la unidad, un desalado de una sola etapa puede remover hasta el 90% de la sales contenidas en el crudo, un proceso de desalado de dos etapas puede remover has-ta un 99%, existe más dificulta para remover el MgCl2 que el NaCl.

Debido a que la hidrólisis del MgCl2 es mu-cho más fácil que la del NaCl, se pueden es-perar problemas de corrosión al depositarse en los sistemas de cima.

Algunas unidades de destilación reportan baja eficiencia en los niveles de desalado, basados en observaciones (7) se ha reporta-do que los principales problemas en el desa-lador son debido a:

•Problemas de control de nivel causadopor el taponamiento de los grifos de nivel.

• Las fallas producidas por un cortocir cuito en las redes eléctricas.

• Inadecuado control de reactivos quí-micos de desalado y la falta de control del pH.

• Mala calidad del agua utilizada en elproceso de desalado.

•Bajo delta de presiòn (ΔP) de la válvulade mezcla .

• Bajo flujo de agua para el proceso dedesalado.

•Vaporización en el desalador.

• Errado control de presión en el desalador.

• Acumulación de lodos en el fondo del desalador.

Muchos problemas de corrosión en los sis-temas de cima son debido a la mala opera-ción del desalador, si no se puede mejorar la eficiencia en la remoción de sales se debe implementar un programa de control de co-rrosión mediante la inyección de soda caus-tica a la salida del desalador, e inyección en los sistemas de cima de la torres atmosférica de aminas fílmica, para proteger las paredes de las torres y neutralizante, para subir pH que se debe mantener sobre 6 para evitar la corrosión acida. El resultado deseable del programa de control de pH en la cima es producir un ambiente de pH no corrosivo por la neutralización de los componentes ácidos en el líquido de la cima, esto se hace por medio de la inyección de amoniaco o una amina orgánica neutralizante, o por la combinación de ambos. El rango de control de pH depende de la concentración de va-rios componentes del ambiente corrosivo.

Diferentes métodos son empleados para realizar seguimiento al programa de corro-sión como el análisis de pH, metales, cloru-ros, presencia de hidrocarburos, y residual de aminas en las aguas de los acumulado-res, los análisis realizados a los crudos gene-ralmente son metales, sales y contenido de agua y sedimentos. Las velocidades de co-rrosión se miden por probetas de resistencia eléctrica, cupones de pérdida de peso, y pro-betas de resistencia a la polarización lineal. También se emplean técnicas de inspección no destructivas on stream por ultrasonido.

El control de la corrosión en áreas de baja temperatura consistirá básicamente en:

1. Eliminación de los promotores del ácido clorhídrico, lo que involucra la desalación y neutralización adicional.

2. Neutralización del ácido clorhídrico resi-dual en el circuito de tope de la columna de destilación atmosférica, tomando en cuenta el H2S tanto como sea posible.

3. Uso de inhibidores de la corrosión en el circuito de tope de la columna de destilación atmosférica.

32

Uso de modelos IónicosLos modelos iónicos son técnicas usadas para simular los problemas de corrosión que se presentan en sistemas de cima y existen varias compañías encargadas de comerciali-zar el paquete de simulación. Los programas convencionales de control de la corrosión se basan en estimaciones y aproximaciones para determinar la estrategia de aplicación de inhibidores, la aplicación de amina fílmi-ca y neutralizante.

El modelo iónico es una tecnología de simu-lación completa y robusta que proporciona una visión crítica sobre el comportamiento de las fases que conducen a la corrosión. Utilizando una base de datos termodinámi-cos de propiedad de las empresas proveedo-ras del software.

Con los modelos iónicos se puede: •Determinar las posibles causas de la corro-sión y las condiciones específicas en las que se produce.

•Identificar los sitios potenciales donde pue-de ocurrir la corrosión, las torres, los pump arounds, e intercambiadores.

•Evaluar las posibles opciones de mitiga-ción, las cantidades óptimas de neutralizan-te, los límites de contaminantes permitidos, y los requerimientos de agua de lavado.

Corrosión por sulfidación y acidos nafténicosUna de las técnicas más usadas para el con-trol de la corrosión por sulfidación y corro-sión nafténica es el blending o mezcla de crudos, el objetivo es realizar la mezcla de crudos de alta acidez con crudos de bajo grado de acidez con el fin de controlar los límites permisibles de acidez dependiendo de la metalurgia de las unidades procesa-doras de crudo, algunas veces no es posible contar con la disponibilidad de crudos para lograr las reducciones, por lo tanto es nece-sario contemplar más opciones como el au-mento del grado de metalurgia en las zonas más susceptibles, por ejemplo las líneas de transferencia, también se puede realizar la inyección de aditivos que protegen los ma-

teriales y el control de los contaminantes en la fuente (reducción de la acidez en el crudo carga) pero hasta ahora estos procesos se encuentran en es-tudio y algunas veces resulta muy costoso.

También se puede realizar el control de la corrosión por sul-fidación y nafténica mediante el uso de químicos a base de fosfuros, los compuestos de fosfuros reaccionan con la pe-lícula de sulfuros presente en la superficie del metal para formar una película de sulfuro de fosfato de hierro, la cual es muy tenaz y capaz de resis-tir el ataque de los ácidos nafténicos.

Casos de estudioEnsuciamientoUn horno de la unidad atmosférica de trata-miento de crudo de la GRB presentó pérdida de contención de hidrocarburo debido a una carga de mezcla inestable, y posterior shut-down después de haber operado 14 meses desde la última parada programada, debido a falla por rotura del tubo 12 de la convec-ción. Luego de realizar un corte transversal al tubo roto (No 12), se encontró alta pre-sencia de coque, con capas de hasta 5 cm en la zona de falla y capas de menor espesor (5 mm) en el resto del tubo.

El tubo se encontró abom-bado y agrietado, daños que fueron inducidos por la fluencia de los materiales a temperaturas superiores a la temperatura límite de diseño. El aumento de la temperatura en estos ma-teriales fue favorecido por excesiva acumulación in-terna de depósitos los cua-les son de carácter aislante y afectan la transferencia

de calor efectiva desde la pared externa ha-cia la interna como se aprecia en la Figura 4.

Así mismo, el Tanque de almacenamiento de crudo en la refinería evidencio la alta acu-mulación de material asfalténico, presenta-do en la Figura 5, probablemente debida a la variabilidad en la dieta de crudos.

En la Figura 5, se puede observar la condi-ción crítica encontrada, en donde los niveles de material asfalténico alcanzaron una al-tura de 1.60 metros versus los 1.80 metros de altura de la membrana. Esta condición se presentó en el manhole opuesto a la línea de recibo. El material removido después de la inspección fue de 258.73 metros cúbicos, representando aproximadamente un 2% de la capacidad del tanque.

Figura 4. Depósitos acumulados próximos a lagrieta

Fuente: Laboratorio de materiales ICP

Figura 5. Interior del Tanque de almacenamiento

(Mezcla Inestable)Fuente: Laboratorio de materiales ICP

33

Sulfidación y CorrosiónNafténica.Identificación de equipos estáticos en ries-go durante el procesamiento de crudos para producción de asfalto debido al efecto de la alta concentración de acidez en la carga.

Composición de la carga a una Unidad de Destilación de Crudo (UDC). En la dieta procesada en la UDC hay dos mezclas o crudos que tendrían mayor im-pacto sobre la integridad de la planta. Estas mezclas son C6 por su alto contenido de azu-fre y el elevado número de ácido, junto con el C3 por su alto contenido de azufre. En la Tabla 1 se presentan los datos reportados en los análisis para estos crudos.

Utilizando el RBI de la Unidad se selecciona-ron los lazos y equipos susceptibles a Corro-sión nafténica y sulfidación. En la Figura 6 se presentan las zonas de la unidad que pue-den ser afectadas por este mecanismo.

En la Tabla 2 se presentan los resultados reportados para los contenidos de acidez y azufre en los cortes para el día 5 de Noviem-bre.% Peso

mg KOH/g

% Peso

mg KOH/g

1.154 0.026 0.182 0.630 0.949

2.011 0.084 0.289 2.055 2.878

- - 0.977 1.399 2.160

- - 3.034 2.547 1.663

CRUDO NAFTA JET A 1 ACPM GOA

- - GLV GPV F.V

05/11/09 05/11/09 05/11/09 05/11/09 05/11/09

Tabla 2. Concentraciones de Azufre y Acidez en la carga y en los cortes de la U-200 para el 5 de Noviembre

AZUFRE HORIBA-ASTM D

NUMERO DE ACIDO PROD.PETROLEO D 66

DENSIDAD A 15 GR C - ASTM D 5002

GRAVEDAD API

AGUA Y SEDIMENTO-ASTM D 4007

CALCIO

SODIO

NIQUEL

VANADIO

(% )

(mg KOH/g)

(g/cm3)

(GRAPI)

(% Vol)

(mg/kg)

(mg/kg)

(mg/kg)

(mg/kg)

3.24

19.18

63.51

196.9

185.6

10.48

48.33

74.99

1.24

4.42

0.94

18.40

0.25

1.93

0.34

0.93

20.40

0.20

C3 C3

Tabla 1. Propiedades de los Crudos C3 y C6 tomados durante la Corrida

ANALISIS CUANTITATIVO CRUDOS ICP-OES

Figura 6. Zonas afectadas por Sulfi

Fecha

AZUFRE

NUMERO DE ACIDO

-

AZUFRE

NUMERO DE ACIDO

34

Utilizando los datos de S y NN que se muestran en la Tabla anterior (Tabla 2), las tablas de API 581 sección 2.B.3 Corrosión por Sulfidación y Nafténica a Alta Temperatura y la información reportada en el RBI acerca de los materiales para los diferentes lazos se obtuvieron las velo-cidades de corrosión esperadas para las zonas afectados por los mecanismo de corrosión a alta temperatura, los resultados se presentan en la Tabla 3.

Los fenómenos de ensuciamiento y co-rrosión han sido identificados y estudia-dos para diferentes equipos de unida-des de crudo.

Recientemente, el concepto prognosis del daño en la industria del petróleo ha permitido avanzar en el desarrollo de

herramientas que permitan monitorear y predecir a través de modelos la operación segura de los sistemas críticos en las unida-des de crudo. En este campo se han realizado avances en la creación de herramientas que permiten predecir velocidades de corrosión fundamentadas en variables operacionales junto con parámetros de caracterización de crudos. Al mismo tiempo se han propuesto modelos empíricos y heurísticos basados en aproximaciones termodinámicas que permi-ten la predicción de factores determinantes para el control de la corrosión en sistemas críticos de unidades de crudo de refinería.

Se observaron altas velocidades de corrosión para los sistemas de gasóleos y fondos.

Tabla 3. Velocidades de Corrosión En segundo tren de precalentamiento

Intercambiador lado Canal (Crudo)

Intercambiador tubería interior (Crudo)

Intercambiador tubería interior (Crudo)

Intercambiador tubería exterior (Crudo)

Intercambiador Casco (Crudo)

Horno Convección

Horno Radiación

ACPM T-Atm 1

ACPM enfriamiento T-Atm 1

Gas Oil T-Atm 1

Gas Oil-T-Atm 1

gasóleo T-Atm 1

gasóleo T-Atm 1

Horno Salida Crudo

Linea de Transferencia Horno a Torre

Intercambiador Fondos de vacío

Intercambiador Fondos de vacío

Intercambiador Fondos de vacío

Intercambiador Fondos de vacío

TAG TEM [ºF]

MAT. S NN VDC [mpy] por

API 581

400

400

365

380

370

481

655

560

337

648

362

490

578

684

693

488

595

486

534

A. C.

A. C.

1-1/4 Cr

5Cr

A. C.

9Cr

9Cr

A.C

A.C

5Cr

1-1/4Cr

SS410

A.C

SS 316

SS 317

SS 410

SA-213-T5

A-516 Gr 70N

SA-179

1.15

1.15

1.15

1.15

1.15

1.15

1.15

0.63

0.63

0.95

0.95

0.95

0.95

1.15

1.15

2.16

2.16

2.16

2.16

2.01

2.01

2.01

2.01

2.01

2.01

2.01

2.06

2.06

2.88

2.88

2.88

2.88

2.01

2.01

1.66

1.66

1.66

1.66

15

15

2

10

30

4

12

55

15

40

10

5

110

1

1

7

25

40

60

CON

CLU

SIO

NES

BIBLIOGRAFÍA1. Zaid S. Saleh, et al, “Fouling Characteristics of a Light Australian Crude Oil”. ECI Conference on HeatExchanger Fouling and Cleaning: Fundamentals and Applications Santa Fe, New Mexico, USA. 20032. Irwin A. Wiehe, The Chemistry of Petroleum Fouling, Soluble Solutions.3. EMAN AL –ATAR. “Effect of Compatibility and R sins/Asphaltenes Ratio on Heat Exchanger Fouling of Mixtures Containing Heavy Oil. University of British Columbia.1997.4. BOMBARDELLI CLOVIS, “Propuesta de un Modelo Matemático para un proceso de incrustación de co-que en equipos de destilaciòn de petròleo”Centro Federal de Educación Tecnológica de Paraná. Programa de posgrado en Ingeniería Mecánica y deMateriales. 2005. Capitulo 3. Pag. 53-62.5. Dickakian, G.; Seay, S. Oil Gas J. 1988, 85, 47-50.6. Elaine Ojeda Armaignac, Romelia HingCortón, Leonardo Arevich Tamayo. “Estudio De La Velocidad De Corrosiòn En El Circuito Del Tope De La Torre De Destilación Atmosférica De La Refinería“Hermanos Díaz”. Universidad de Oriente. Cuba 2002.7. Norman P. Liberman. Oil Gas J. 1993, 91, 47-50. 8. API RP 571 Damage mechanisms affecting fixed equipment in the refining industry. Houston, 2003. 9. Alvor, Algarve, Portugal, p463 May 1830 1987. Chenoweth J.M, The TEMA Standards FoulingSec-tion: Another Look, Proc of Fouling Mitigation of Industrial Heat-Exchanger Equipment, San Luis Obis-po, California, USA, p 61, June 1995

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P OR CATExpertos en Proteccion Catodica

I N G E N I E R I A E N C O R R O S I O N

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El fenómeno de corrosión es una de las principales causas de fallas en las instalaciones petroleras y la mitad de estas fallas están vinculadas a la co-rrosión debido la presencia de gases como CO2 y H2S [1]. Múltiples autores han desarrollado correlaciones teóri-cas con la finalidad de predecir el fe-

nómeno de corrosión en función del con-tenido de CO2 y H2S [1-5]. Sin embargo, las herramientas de predicción muestran cier-tas limitaciones en cuanto al rol que des-empeña la hidrodinámica del fluido pre-sente en el sistema, lo cual constituye un parámetro de mucha importancia a la hora de estudiar el fenómeno de corrosión.

En el noreste de Venezuela se tiene co-múnmente H2S y CO2 en los sistemas de producción de hidrocarburos y particular-mente el CO2 puede alcanzar concentracio-nes de hasta 8 %. Es de esperarse entonces que, en presencia de agua, las posibilida-

Dado que este estudio fue realizado en condiciones reales sobre una línea de producción que maneja aproxima-damente 2000 barriles de crudo por día, se utilizaron diversos dispositivos electrónicos que permitieron hacer un control remoto continuo de los pa-rámetros operacionales del sistema (temperatura, presión y flujo), duran-

te toda la prueba. En la figura 1 se muestra el esquema experimental utilizado, en el cual se observan diferentes líneas (seccio-nes de ensayo) conectadas al sistema de producción, con los siguientes diámetros internos: 27 y 52 mm (Figura 1a), 102 mm (Figura 1b) and 154 mm (Figura 1c).

Estudio de mecanismos de corrosión presentes en las líneas de producción de crudo y gas ubicadas en el noreste de VenezuelaRJosé Biomorgi, Samuel Hernández, Jairo Marín, Milton Lara, Alfredo ViloriaPDVSA-Intevep. Urbanización Santa Rosa. Sector El Tambor. Los Teques. Estado Miranda. Apartado 76343, Caracas 1070A, Venezuela.

En este trabajo se realizó un estudio in situ en instalaciones de producción de hi-drocarburo, con el fin de evaluar el mecanismo de corrosión presente en las líneas de transmisión de crudo y gas ubicadas en el noreste de Venezuela. Para ello se dis-puso de una herramienta nueva diseñada por PDVSA-Intevep, para monitorizar la corrosión y realizar un estudio exhaustivo en condiciones reales de operación. Los resultados obtenidos muestran que el mecanismo de degradación predominante es corrosión bajo depósito, lo cual genera daños localizados (picaduras) en diferentes posiciones internas de las líneas de producción y, de acuerdo a los análisis microscó-picos, dichos depósitos sólidos están relacionados con la presencia de arena, carbo-natos y sulfuros de hierro. La ubicación de los daños está asociada a las condiciones hidrodinámicas presentes en el sistema de producción como lo son el patrón de flujo y las velocidades superficiales del líquido y del gas, entre otros.

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des de tener corrosión por CO2 sean altas. Adicionalmente, la presencia de H2S puede influir directamente en el mecanismo de corrosión por CO2 como ya ha sido repor-tado por Ikeda y col. [6]. La solubilidad de los sulfuros y/o carbonatos no dependen exclusivamente de las concentraciones de CO2 y H2S, de la temperatura o de la pre-sión total del sistema. Los parámetros hi-drodinámicos deben ser también tomados en cuenta ya que en algunos casos puede desempeñar un rol fundamental en los procesos corrosivos, especialmente cuan-do tiene lugar el fenómeno de corrosión bajo depósito. En este sentido, resulta importante considerar todas las fases pre-sentes en el sistema (gas, crudo y agua). La combinación de estas fases pueden gene-rar diferentes patrones de flujo, según sea sus velocidades superficiales, lo cual tiene particular interés sobre el mecanismo de corrosión.

En este trabajo se estudió el mecanismo de corrosión por CO2 presente en las líneas de producción de crudo y gas, ubicadas al noreste de Venezuela y que están dispues-tas horizontalmente. En este sentido, se utilizaron líneas con diferentes diámetros internos con la finalidad de generar distin-tos patrones de flujos y estudiar la influen-cia de los mismos sobre el mecanismo de corrosión presente en estos sistemas. Por otro lado, se utilizaron igualmente progra-mas simuladores desarrollados en PDVSA-Intevep, para determinar los parámetros del fluido (patrones de flujo y velocidades superficiales del líquido y del gas).

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Dentro de las secciones de ensayo, se utilizaron muestras metálicas innovadoras, diseñadas por PDVSA-Intevep, la cuales son denominadas muestras tipo T (dada su forma geométrica, Figura 2). Estas muestras, a diferencia de las muestras tubulares que se utilizan convencionalmente, permiten realizar un estudio más exhaustivo del mecanismo de corrosión interno presente en estos sistemas de producción de hi-drocarburos.

(a) Secciones de ensayo de 27 y 52 mm.

(b) Sección de ensayo de 102 mm. (b) Sección de ensayo de 102 mm.

Figura 1. Secciones de ensayo con diferentes diámetros internos conectadas al sistema de producción

Figura 2. Muestras tipo T

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En las secciones de ensayo de 154 y 102 se colocaron 12 muestras tipo T (Figura 3a) mientras que en las secciones de 52 y 27 mm solo se dispusieron de 6 (Figura 3b), debido a que sus dimensiones internas no permiten colocar más cantidad de mues-tras.

En la Tablas 1 y 2 se muestran las condiciones experimentales y los parámetros operacio-nales en cada sección de ensayo, respectivamente. Estos valores son un promedio de las condiciones operacionales medidas durante el período de la prueba (4 meses).

VSL = Velocidad superficial del líquido; VSG = Velocidad superficial del gas; VM = Veloci-dad de la mezcla; MMPCD = Millones de pies cúbicos por día

Una vez culminada la prueba de campo, se analizaron las distintas muestras metálicas empleadas, utilizando las siguientes técnicas:

• Microscopía electrónica de barrido (MEB), con el fin de analizar la superficie metálica y la morfología de los productos de corrosión.

• Espectroscopia dispersiva de energía (EDS), la cual tenía como objetivo determinar y caracterizar los productos de corrosión.

Luego de analizar los productos de corrosión, las muestras fueron decapadas para así determinar las velocidades de corrosión general (de acuerda a la norma ASTM G1) y loca-lizada (por picaduras) utilizando las ecuaciones 1 y 2, respectivamente.

Concentración de CO2 Concentración H2S

Presión parcial de CO2 Contenido de agua

Relación gas/petróleo (RGP) Grados API del crudo que fluye por la línea

Secciones deensayo (mm)

154 102 52 27

T (ºC)

69 71 56 55

VSL (m/s)

0,09 0,21 0,23 0,88

VSG (m/s)

1,77 3,98 4,00

14,42

VM (m/s)

1,87 4,20 4,23

15,30

P(Total) (psi)

1255 1255 1263 1257

Caudal de Gas (MMPCD)

7,8 7,8 2,4 2,4

PARÁMETROS VALORES

6% 20 ppm 1260 psi

1,5 % 10600 41,7

Todas las muestras fueron fabricadas de acero al carbono API 5L grado B, el cual es el material convencionalmente utilizado en las líneas de transporte de hidrocarbu-ro en el noreste de Venezuela. Una vez que fueron preparadas y medidas sus dimen-siones, se colocaron en sus respectivas secciones de ensayo, como se muestra en la Figura 4.

Vcorr (mpa) = Velocidad de corrosión (mm por año) Pinicial = Peso inicial de la muestra (g)Pfinal = Peso final de la muestra (g) A = Área de la muestra (mm2)

t = Tiempo de la prueba (horas)ρ= Densidad del material (g mm-3)8760 = Horas por año

Figura 3. Distribución de las muestras tipo T en las diferentes secciones de ensayo.

Tabla 1. Condicionesde operación de la línea de producción

Tabla 2. Condiciones de operación en cada sección de ensayo

Figura 4. Muestras colocadas dentro de las secciones de ensayo

(a) Muestras tipo T en las secciones de 154 y 102 mm.

(b) Muestras tipo T en las secciones de52 y 27 mm.

* *

)0678 * (( )

t A

PV apm

finalPinicialcorr

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RZinicial = Promedio de las 10 picaduras más profundas, luego de la prueba de campo (milímetros)RZfinal = Promedio de las 10 picaduras más profundas, antes de la prueba de campo (milímetros) t = Tiempo de la prueba (horas)

Finalmente, se determinaron los patro-nes de flujo para cada sección de ensayo, utilizando un programa desarrollado por PDVSA-Intevep, con el propósito de esta-blecer una relación entre los mecanismos de corrosión con la dinámica del fluido del sistema.

Análisis del producto de corrosiónDe manera general, las muestras uti-lizadas en las secciones de ensayo de 52 y 27 mm muestran una superficie más limpia y con menos producto de corrosión que las muestras extraídas de las secciones de ensayo de 154 y 102 mm. Adicionalmente, en estas últimas se observaron depósitos só-lidos sobre la superficie de todas las muestras utilizadas, mientras que en

las secciones de 52 y 27 mm, los depósi-tos sólidos solo se observaron en la parte inferior (muestras 6). Tomando en cuenta estos resultados, los análisis microscópicos del producto de corrosión fueron realiza-dos sobre las muestras tipo T más repre-sentativas en cada caso: muestras 4, 6 y 12 en las secciones de 154 y 102 mm; y mues-tra 6 en las secciones de 52 y 27 mm.

En la figura 5 se muestran las micrografías realizadas a las muestras 4, 6 y 12 extraí-das de las secciones de ensayo de 154 y 102 mm. En cuanto a la sección de ensayo de 154 mm, se puede observar una ma-yor presencia de depósitos sólidos en las muestras 4 y 6, mientras que en la mues-tra 12 se tiene una superficie más homo-génea y limpia. Estos resultados permiten concluir que el proceso corrosivo en este caso se lleva a cabo fundamentalmente en

t = Tiempo de la prueba (horas)ρ= Densidad del material (g mm-3)8760 = Horas por año Figura 5. Micrografías realizadas a las muestras 4, 6 y 12 extraídas de las secciones de ensayo

de 154 y 102 mm, respectivamente.

Muestras 154 mm 102 mm

t

zR zRV apm

inicialfinalcorr

)0678 * (( )

RESU

LTAD

OS Y

DIS

CUSI

ONE

S

la parte inferior de la tubería de 154 mm de diámetro interno, lo cual es corrobora-do por los análisis de espectroscopía dis-persiva de energía de rayos X (EDS), donde los depósitos sólidos en las muestras 4 y 6 están constituidos principalmente por productos de corrosión (sulfuros y carbo-nato de hierro) y arena, mientras que en la muestra 12 se detectó básicamente hierro y trazas de oxígeno.

Respecto a la sección de ensayo de 102 mm, en las muestras 4 y 6 se tienen re-sultados similares al caso de 154 mm. No

obstante, se observa una clara diferencia en cuanto a la muestra colocada en la po-sición 12, donde se observa una superficie irregular con la presencia de cáscaras que en algunos casos se han desprendido o fracturado. Los análisis de EDS revelan que esta superficie observada en la muestra 12 está constituida principalmente por carbo-nato de hierro, lo cual indica que el pro-ceso corrosivo en esta sección de ensayo también está presente en la parte superior de la tubería. Este resultado está relacio-nado de manera directa con los patrones de flujo, ya que en la sección de ensayo de 102 mm existe un flujo con mayor turbu-lencia que en la sección de 154 mm, lo cual promueve el contacto del agua con toda la periferia interna de la tubería y por ende el proceso corrosivo no es selectivo. Los pa-rámetros hidrodinámicos serán discutidos más adelante.

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Figura 6. Micrografías realizadas a las muestras 6 extraídas de las secciones de ensayo de 52 y 27 mm, respectivamente.

Figura 7. Velocidades de corro-sión general y localizada en las distintas posiciones de las secciones de ensayo de: (a) 154 mm; (b) 102 mm; (c) 52 mm; (d) 27 mm.

Muestras 52 mm 27 mm

En los casos de las secciones de 52 y 27 mm se observa de igual manera la formación de una capa de depósitos sólidos, constituida fundamentalmente por carbonato y sulfuros de hierro, lo cual es de esperarse dada la presencia de H2O, CO2 y H2S en el sistema. Si se comparan ambas micrografías, se puede observar que la morfología de la capa obtenida en la sección de ensayo de 52 mm es más compacta en algunas regiones, en comparación con la sección de 27 mm. Esto puede ser atribuido a las velocidades superficiales del lí-quido (Tabla 2), la cual es mayor en la sección de 27 mm y desprende con mayor facilidad los productos de corrosión que se van generando en la superficie del metal, impidiendo de esta manera la compactación de los mismos. Este comportamiento de formación y desprendimiento continuo de los productos de corrosión promueve un proceso de corro-sión general sobre la superficie metálica, como se verá a continuación.

Velocidades de corrosión general y localizadaLuego de analizar los depósitos sólidos, se procedió a determinar las velocidades de co-rrosión de todas las muestras utilizadas en las 4 secciones de ensayo. En la figura 7 se muestran las velocidades de corrosión general y localizada obtenidas de las muestras colocadas en las distintas secciones de ensayo.

los 0,13 mm (5 milésima de pulgadas por año), el cual es el umbral de corrosión permitido para que este tipo de instala-ciones operen durante el tiempo de vida de diseño de los materiales. Sin embargo, si se toma en cuenta las velocidades de corrosión localizada, la tendencia es com-pletamente diferente.

En el caso de la sección de 154 mm, la diferencia entre los valores de las velo-cidades de corrosión general y localizada es la más marcada (Figura 7a), en especial en las posiciones intermedias (muestra 7, 8 y 9). Por ejemplo, en la muestra nueve la velocidad de corrosión localizada (0,46 mpa) fue 9 veces superior a la velocidad general en la misma muestra (0,05 mpa). Estos resultados permiten afirmar que el mecanismo de corrosión predominante en este sistema es la corrosión localizada, la cual genera daños por picaduras como consecuencia de la deposición de sólidos sobre el metal.

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En cuanto a la sección de ensayo de 102 mm, la diferencia entre las velocidades de corrosión general y localizada se mantie-ne. Adicionalmente, se puede observar que las velocidades de corrosión localiza-da en este caso es superior a las obteni-das en la sección de 154 mm, excepto en las muestras 7, 8 y 9. Esto es consecuencia directa de los patrones de flujo que al ser más turbulento en la sección de 102 mm, promueve la interacción del agua, el CO2 y el H2S con toda la periferia interna del material y por ende el proceso corrosi-vo. En este sentido, además del proceso de deposición de sólidos, la dinámica del fluido constituye un factor preponderante en el mecanismo de corrosión presente en este sistema. Más aún, si se observa la figura 7b, se puede apreciar que la mayor velocidad de corrosión localizada ya no se obtiene en la parte inferior de la tubería, sino en la parte superior (Vcorrmuestra 12 = 0,44 mpa), por lo cual se puede inferir que las condiciones hidrodinámicas des-empeñan un papel primordial en el proce-so corrosivo en este sistema. En la sección de ensayo de 52 mm se tiene un compor-tamiento muy similar al de la sección de 102 mm, lo cual se explica si se observan las velocidades superficiales del líquido y del gas que se presentan en la Tabla 2. De-bido a que el fluido comienza a tener una incidencia directa en el proceso corrosivo, es de esperarse entonces que si se tiene parámetros hidrodinámicos similares, lo resultados desde el punto de vista de la corrosión también lo sean.

Respecto a la sección de ensayo de 27 mm, la diferencia entre las velocidades de corrosión general y localizada comienza a disminuir en todos los casos, lo cual per-mite concluir que el fenómeno de corro-sión en este sistema comienza a tener las

En el sistema de 154 mm, se tiene un régimen de flujo de transición. En líneas horizontales de flujo, la transición puede darse por: dispersión del flujo tipo burbu-jas, transición desde flujo estratificado a flujo no estratificado y transición de flujo intermitente a flujo anular [7, 8]. Toman-do en cuenta: los resultados de velocidad de corrosión obtenidos en la sección de 154 mm, los depósitos sólidos encontra-dos (arena y productos de corrosión) y los cambios que pueden existir en la relación gas/petróleo en los sistemas de produc-ción de hidrocarburos, es posible inferir que el flujo presente en este sistema es estratificado y ocasionalmente haya tran-sición a flujo turbulento (no estratificado) por efecto de cambios en la relación gas/

Secciones de ensayo (mm)

154 102 52 27

Patrones de flujo

Transición Tapón Tapón

Burbuja

Tabla 3. Patrones de flujo determinados en cada sección de ensayo.

características de un proceso de corrosión general. Este comportamiento se debe a las velocidades superficiales del líquido y del gas en este sistema (Tabla 2), las cua-les son mucho más altas que en los casos anteriores y evitan la deposición de sóli-dos, favoreciendo así el proceso de corro-sión general.

Determinación de los patrones de flujo en las distintas secciones de ensayo

En la Tabla 3 se muestran los distintos pa-trones de flujo determinados en cada una de las secciones de ensayo.

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El principal mecanismo de corrosión presente en las líneas de producción de crudo y gas ubicadas en el noreste de Venezuela es corrosión bajo depó-sito (por la presencia de agua, CO2, H2S y arena), lo cual genera daños por picaduras en distintas zonas de la tubería. La hidrodinámica del fluido

juega un rol fundamental en este sentido, tomando en cuenta la ubicación de los da-ños, los cuales dependen del diámetro in-terno de la tubería.

En la sección de ensayo de 154 mm de diá-metro interno, los daños se registraron en las partes inferiores y medias de la tube-ría, como consecuencia de la deposición de sólido favorecida por el patrón de flujo presente en este sistema (flujo de transi-ción principalmente estratificado), mien-tras que en las secciones de 102 y 52 mm, los daños más severos se encontraron en la parte superior de las tuberías, como consecuencia de un proceso de corrosión asistido por el fluido, que en este caso era flujo tipo tapón. En cuanto a la tubería de 27 mm de diámetro interno el proceso de corrosión fue generalizado, dada la pre-sencia del flujo tipo burbuja y de las altas velocidades superficiales del fluido.

CON

CLU

SIO

NES

REFERENCIAS[1] M. B. Kermany and D. Harrop: SPE Production &

Facilities, 1996, 11, 186-190.

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Corrosion, 1984, 2, 1-22.

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[8] Y. Taitel and A. E. Dukler: AIChE Journal, 1976,

22(1) 47 – 55.

nuevo al ataque corrosivo. Este compor-tamiento conduce al proceso de corrosión generalizada, lo cual explica que las dife-rencias entre las velocidades de corrosión general y localizada en este segmento de la tubería sean menores, en comparación con las secciones anteriores.

La mayoría de las herramientas que per-miten monitorizar la corrosión son colo-cadas en la parte inferior de las tuberías (posición 6), considerando que el agua fluye a través de esas posiciones y son los puntos más sensibles. No obstante, los resultados obtenidos en este trabajo muestran que este no es siempre el sitio adecuado para la monitorización de la co-rrosión ya que dependiendo del sistema, la corrosión ocurrirá en posiciones distin-tas. Por otro lado, el uso de inhibidores de corrosión fílmicos es una práctica muy común empleada para mitigar los proble-mas de corrosión interna. En este senti-do, es importante tomar en cuenta que el mecanismo de degradación presente en las líneas de transmisión de petróleo ubi-cada en el noreste de Venezuela es corro-sión bajo depósito lo cual podría interferir con la acción del inhibidor aplicado.

petróleo, lo cual se corrobora principal-mente por la presencia de arena en la parte inferior de la tubería, de acuerdo a los análisis microscópicos.

Respecto a las secciones de 102 y 52 mm, se observa la presencia de un flujo tipo tapón, lo cual explica que las mayores ve-locidades de corrosión localizadas se ha-yan obtenido en las muestras ubicadas en parte superior de estas tuberías (muestra 12). El flujo tapón tiene un efecto erosi-vo sobre el producto de corrosión que se forma sobre la superficie metálica en la posición 12, lo cual hace que el metal esté continuamente expuesto a los agentes co-rrosivos, promoviendo el proceso de co-rrosión localizada.

Finalmente, en la sección de 27 mm se tiene un flujo tipo burbuja, el cual pro-mueve la interacción del agua con toda la periferia interna de la tubería y por lo tanto la corrosión. Sin embargo, conside-rando las altas velocidades superficiales del líquido y del gas en este sistema (Ta-bla 2), los productos de corrosión que se generan en toda la tubería son constan-temente arrastrados por el fluido, por lo que queda todo el material expuesto de

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Noticias

Este año La Fundación NACE otorgará lo siguiente a nombre de NACE Región Latino-Americana

Una (1) beca por un monto de 1,500 dólares US

La beca LATINCORR – CIMATQ será otorgada en la Conferencia Anual de NACE en Salt Lake City, Utah, el día Martes 13 de Marzo del 2012. Aunque no es requerido, se recomienda que los ganadores de la beca estén presentes en dicho evento para poder recibir el premio.

Requisitos Para Participar•Los aplicantes deben estar inscritos en una universidad como estu-diantes a tiempo completo en una universidad acreditada y cursan-do los dos últimos años de su carrera universitaria o inscritos como estudiantes de post grado (sin restricción a la antigüedad.)

•Los aplicantes deben estar atendiendo a universidades cuyos paí-ses pertenecen y están representados en la Región Latino-America-na de NACE, y además deben estar haciendo trabajos, actividades o investigación relacionados a la corrosión.

•Los Aplicantes deberán demostrar mediante trabajos técnicos, re-comendaciones de profesores, etc que poseen un interés en el cam-po de la corrosión.

•Los fondos otorgados deberán utilizarse exclusivamente en activi-dades relacionadas a NACE: Cursos, Asistencia a Congresos y Con-ferencias, Libros de la librería de NACE, etc. Otra actividades no asociadas a NACE deberán ser aprobadas con anticipación por los representantes de LATINCORR-CIMATQ y el comité de becas de la región Latino-Americana de NACE.

•Si el estudiante está haciendo su aplicación para asistir a un con-greso u otro evento en US o cualquier otro país en la cual requiere de Visa, el estudiante o aplicante deberá suministrar prueba que posee dicha visa al momento de la aplicación y que estará vigente al mo-mento del viaje. Fotocopia a colores.

Evaluación del CandidatoLa siguiente información que deberá ser incluida al momento de la aplicación para ser revisada por el Comité de Selección es la siguiente:

•Copia de la aplicación •Un escrito justificando la necesidad de la beca y explicando deta-lladamente como se utilizarán los fundos otorgados. Este escrito no debe estar contenido en una sola página y debe estar debidamente firmada, con su nombre, dirección, teléfono y dirección email. En for-ma LEGIBLE

•Dos cartas de recomendación de profesores con quien el aplicante trabaje soportando dicha aplicación y que contenga una historia de los trabajos, calidad de ejecución de los trabajos y carácter del apli-cante. Así como la justificación para la otorgación de la beca. En for-ma LEGIBLE

•Copia certificada de las notas del aplicante que describa el sistema de calificación.

Guía para la Aplicación•Todo el material descrito anteriormente deberá enviarse al comité de becas de la Región LatinoAmericana de NACE a través del oficial o representante del país ante la Región NACE. Este oficial o represen-tante debera testificar que la universidad del aplicante está realizan-do trabajos, actividades o investigación en el área de corrosión.

•Una copia de todos los requisitos deberán ser escaneados y envia-do por correo electrónico al representan de LATINCORR-CIMATQ al siguiente correo: palacios-vera@latincorr.com

•Adicionalmente el aplicante deberá revisar cuidadosamente las Guías Generales para Becas (General Scholaship Guidelines) en la página web de la NACE Foundation. Aplicantes deberán llenar su in-formación de forma legible. Los formatos pueden ser bajados de la página web en word o pdf.

BECA ESTUDIANTIL

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Para más eventos espere nuestra próxima edición.Más información www.latincorr.com

Email: info@latincorr.com

E V E N T O S E V E N T O S Octubre 9-10, 2011

Octubre 10-13, 2011

Octubre 11-13, 2011

Octubre 12-13, 2011

Octubre 12-14, 2011

Octubre 16-19, 2011

Octubre 18-20, 2011

Octubre 18-21, 2011

Octubre 19-20, 2011

Octubre 24-25, 2011

Octubre 24-26, 2011

Octubre 24-28, 2011

Octubre 25-27, 2011

Octubre 26-27, 2011

Oct 30 Nov 2, 2011

Noviembre 2-3, 2011

Noviembre 8-12, 2011

Noviembre 9-11, 2011

Noviembre 11-17, 2011

Noviembre 14-16, 2011

Noviembre 17-18, 2011

Noviembre 22-25, 2011

Noviembre 28-30, 2011

Noviembre 28-30, 2011

Diciembre 5-8, 2011

Diciembre 4-8, 2011

Diciembre 8-10, 2011

FECHA EVENTO LUGAR

SPE Reservoir Characterization and Simulation Conference & Exhibition

Argentina Oil & Gas Expo 2011

Congreso Interactivo de Energía

International Marine Coating Summit 2011

NACE Corrosion Shangai 2011 Conference & Expo

GCAGS Gulf Coast Association of Geological Societies

Pernambuco Petroleum Business 2011

I Congreso Suramericano de Petróleo y Gas 2011

API Storage Tank Conference & Expo

7th Annual Gas Storage 2011

Vitoria Oil & Gas

ASNT Fall Conference and Quality testing show

Latin Oil & Gas 2011

ISA EXPO 2011

SPE Annual Technical Conference and Exhibition

API IT Security Conference for the Oil & Gas Industry

VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

NACE Western Area Conference 2011

ASME 2011 International Mechanical Engineering Congress & Exposition

NACE Eastern Area Conference 2011

VII INGEPET 2011

XIV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas

Brasil Onshore Conference and Exhibition

Corrosion Management Summit in Oil & Gas 2011 Abu Dhabi

I Congreso Venezolano de Geociencias

XX Congreso Mundial de Petróleo

NDE 2011, National Seminar & Exhibition on Non-Destructive Evaluation

Abu Dhabi Emiratos Árabes

Buenos Aires Argentina

Buenos Aires Argentina

Shangai China

Shangai China

Veracruz Mexico

Pernambuco Brasil

Maracaibo Venezuela

Las Vegas, NV USA

Houston, TX USA

Vitória Brasil

Palm Springs, CA USA

Miami, FL USA

Houston, TX USA

Denver, CO - USA

Houston, TX USA

Mar de Plata Argentina

San Diego, CA USA

Denver, CO - USA

Cleveland, OH USA

Lima Perú

Bogotá Colombia

Natal Brasil

Abu Dhabi Emiratos Arabes

Caracas Venezuela

Doha Qatar

Chennai, Tamilnadu India

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Calendario de cursos

Corrosión BásicaOctubre 10-14, 2011Marabella, Trinidad

Octubre 17-21, 2011Anchorage, AK - USA

Octubre 24-28, 2011Calgary, AB - CANADA

Noviembre 7-11, 2011San Diego, CA - USA

Diciembre 5-9, 2011New Orleans, LA – USA

CIP Nivel 1Noviembre 10-15, 2011

Imabari, Japon

Noviembre 12-17, 2011Fahaheel, Kuwait

Noviembre 13-18, 2011Houston, TX - USA

Noviembre 14-19, 2011Madrid, España

Noviembre 14-19, 2011Durban, South Africa

Noviembre 21-26, 2011Maracaibo, Venezuela

Diciembre 3-8, 2011Houston, TX - USA

Diciembre 4-9, 2011Dubai, U.A.E.

Diciembre 4-9, 2011Houston, TX – USA

CIP Level 2Noviembre 1-6, 2011

Shanghai, China

Noviembre 6-11, 2011Houston, TX - USA

Noviembre 6-11, 2011New Orleans, LA - USA

Noviembre 6-11, 2011Shanghai, China

Noviembre 14-19, 2011Perth, Australia

Noviembre 21-26, 2011Madrid, España

Diciembre 1-6, 2011Yokosuka, Japon

Diciembre 11-16, 2011Houston, TX - USA

CIP Peer ReviewNoviembre 4-6, 2011

Albuquerque, NM - USA

Noviembre 4-6, 2011Edmonton, AB - Canada

Noviembre 11-13, 2011Houston, TX - USA

Noviembre 11-13, 2011Virginia Beach, VA - USA

CP 1 – Protección Catódica (Tester)

Noviembre 6-11, 2011Claysville, PA - USA

Noviembre 7-12, 2011Buenos Aires, Argentina

Noviembre 27-Diciembre 2, 2011Houston, TX – USA

CP2—Proteccion Catódica (Technician)

Noviembre 14-19, 2011Buenos Aires, Argentina

Noviembre 14-19, 2011Mumbai, India

Noviembre 21-26, 2011Rio de Janeiro, Brazil

Diciembre 4-9, 2011Houston, TX - USA

CP3—Proteccion Catódica (Technologist)Octubre 16-21, 2011Houston, TX – USA

Noviembre 6-11, 2011San Diego, CA

CP4—Proteccion Catódica (Specialist)

Octubre 17-22, 2011Buenos Aires, Argentina

Noviembre 28-Diciembre 3, 2011Lima, Peru

Corrosión Interna para tuberías (Básico)

Octubre 10-14, 2011Cuernavaca, México

Octubre 17-21, 2011Lima, Perú

Noviembre 21-25, 2011Maracaibo, Venezuela

Corrosión Interna para tuberías (Avanzado)

Octubre 10-14, 2011Bogota, Colombia

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LLEVANDO LA TECNOLOGIA AL FRENTE

Hace 30 años, un revolucionario sistema dirigido a la industria del petróleo/gas fue desarrollado por PIKOTEK para resolver los problemas generados por la creciente corrosión. Este Nuevo y patentado sistema fue llamado VCS (Very Critical Service - Servicios Muy Críticos) y dio solución a cuatro problemas principales: Mitigar la corrosión y/o erosión en las caras internas de las bridas inducidas por el flujo/fluido, prevenir corrosión galvánica entre bridas de metales disímiles, proveer aislamiento duradero y confiable para los sistemas de protección catódica y garantizar total sellado incluso a muy altas presiones, en cualquier tipo de brida (RTJ, RF, FF y combinaciones de ellas) y bajo los efectos de esfuerzos severos tales como momentos de flexión (bending moment) y torsión en las bridas.

En el interín, las demandas de los usuarios han evolucionado lo cual ha llevado a PIKOTEK a dar un paso al frente y desarrollar EL ÚNICO KIT AISLANTE Y FIRE SAFE DEL MUNDO el cual mantiene las propiedades y ventajas arriba listadas para el conocido kit VCS y además pasa las rigurosas exigencias de la prueba de fuego API 6FB (3ra

edición). El nombre de este nuevo kit, producto de años de investigación, es VCFS (Very Critical Fire Service). Durante operación normal el kit VCFS funcionará con la misma eficiencia probada por años del kit VCS, sin embargo, en caso de un inesperado (pero siempre posible) incendio un revolucionario sello secundario proveerá la protección necesaria para permitir que los sistemas anti-incendio controlen la emergencia antes de que el fuego se extienda por toda la planta reduciendo significativamente de esa forma el daño, impacto económico, impacto ecológico y, más importante, la potencial pérdida de vidas humanas.

La combinación de diseño y tecnología en el kit PIKOTEK VCFS le ofrece a los usuarios la seguridad que ellos requieren en campo a la vez que, desde el punto de vista económico, aseguran la mejor relación costo-beneficio.PIKOTEK continua trabajando junto con la industria para proveer soluciones ingenieriles para incrementar seguridad y cuidado ecológico. Para información más detallada, por favor contáctenos y estaremos muy complacidos de ayudarlos en este sentido y en la obtención de ahorros generales en sus costos.

Pikotek, Wheat Ridge, Denver. Tel: (001)303 988 124

www.pikotek.com

La principal diferencia entre VCS y VCFS es el sistema metálico de sellado secundario revestido con un polímero aislante desarrollado por Pikotek el cual provee hermeticidad durante el fuego. Otra diferencia son las nuevas arandelas aislantes, llamadas HCS, que sustituyen al usual par de Resina/Acero y que garantizan que el torque de apriete de las bridas se mantendrá durante el fuego. Los resultados en aislamiento han sido impresionantes, con valores de resistividad (al aplicar 1000V a la tubería) de hasta 45 gigaohms. Igualmente, los resultados en cuanto a fugas durante un incendio pasan con creces las exigencias del Fire Test API6FB 3ra edición.

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LTNCRR REV 2011_2_1vfinalprint

Friday, March 04, 2011 9:35:25 PM