ANÁLISIS DE LA NORNAL API 1104 ALCANCE La norma API 1104 cubre los métodos de soldadura por, arco eléctrico de uniones a tope y de filete para tuberías de acero al carbono y de baja aleación, usadas en compresión, bombeo y conducción de hidrocarburos líquidos y gaseosos y en los sistemas de distribución. La unión soldada puede hacerse por arco eléctrico manual protegido (SMAW), arco eléctrico con electrodo elect rodo con alma fundente fundent e (FCAW), (FCAW) , arco ar co sume su merg rgid idoo (SAW (S AW), ), TIG (GTA (GTAW) o MIG (GMA (GMAW) W),, usando técnicas técni cas de soldadu sol dadura ra manual, manual, semiautomática, semiautomáti ca, automática o combinaciones combi naciones de estas. Las uniones unio nes soldadas pueden hacerse hacer se en posición, posi ción, a la l a vuelta o por combinación comb inación de d e ellas. ellas. Además cubre la norma aceptabilidad para ser aplicadas en uniones soldadas de terreno probadas por ensayos destructivos y radiográficos, e incluye el procedimiento para inspección radiográfica.
CALIFICACIÓN DE PROCEDIMIENTOS Para comenzar con una soldadura de producción, se deberá establecer una especificación detallada y calificada del procedimiento, con el fin de demostrar que la soldadura consta con las propiedades pr opiedades mecánicas mecánic as y solidez apropiada que se pueden obtener por este procedimiento. procedimiento. Para esto se registrarán los detalles de cada procedimiento calificado. El registro mostrara los resultados completos de la prueba de calificación de procedimiento, donde este será mantenido tanto tiempo como el procedimiento esté en uso. La especificación del procedimiento deberá incluir información específica acerca de:
El proceso
Materiales de tuberías y accesorios
Diámetros y espesores
Diseño de la unión
Material de aporte y número de cordones
Características eléctricas
Características de la llama
Posición
Dirección de la soldadura
Tiempo entre pasadas
Tipo y retiro del acoplador
Limpieza
Pre y pos - calentamiento
Gas protector y velocidad de flujo
Velocidad
de
avance
El procedimiento de soldadura no deberá ser afectado dentro de sus variables esenciales ya que el mínimo cambio implicará que restablezca el procedimiento de soldadura y se deberá llevar a cabo la recalificación de este; considerando que una variable esencial es aquella que se considera que afecta las propiedades mecánicas de la pieza soldada. la calificación del procedimiento implica además el tipo de unión soldada y los ensayos a las l as que son sometidas las probetas extraídas extr aídas de los niples, nipl es, es así como para soldaduras a tope, influirá el diámetro y espesor de las tuberías; tuberías; y dentro de los ensayos que se realizarán estarán: resistencia a la tracción, fractura con ranura, doblado de carga y raíz, doblado de lado. Y para las soldaduras de filete, las probetas de prueba serán cortadas de la unión en las posiciones que corresponda, donde el mínimo de probetas deberá ser de cuatro ejemplares y serán sometidas al ensayo de fractura con ranura.
CALIFICACIÓN DE SOLDADORES La finalidad de la prueba de calificación de soldador es determinar la habilidad de estos para realizar soldaduras de filete o a tope utilizando procedimientos calificados, diferenciando aun soldador profesional de un aficionado. Los soldadores soldadores podrán optar a dos tipos de calificación que son la simple y la múltiple. En la calificación simple el soldador deberá realizar una prueba para unir tramos o niples de tuberías mediante una unión soldada a tope t ope en las diferentes posiciones posiciones que que correspondan. Y para la calificación múltiple se deberá considerar lo anterior pero además una prueba donde sea capaz de trazar, cortar, fijar y soldar una derivación o arranque. Cada probeta soldada será sometida sometida a una inspección visual y ensayos destructivos, destr uctivos, y si la compañía lo amerita se desarrollarán pruebas radiográficas en vez de pruebas destructivas. Además, se dejará un registro de cada soldador donde se consideren los resultados de cada una de sus pruebas; y podrán repetirse siempre y cuando el fracaso haya sido por condiciones o parámetros que están fuera de su control.
DISEÑO Y PREPARACIÓN DE LA UNIÓN Estas deberán ser realizadas por soldadores que hayan demostrado sus habilidades mediante
una
prueba
y
procedimiento
calificado.
La preparación de una unión implica la fijación, alineamiento y biselado de los niples de tuberías a soldar. Para la fijación y alineamiento se podrán utilizar acopladores, los que estarán sometidos a la especificación de procedimiento, y para el biselado serán aceptados los realizados en fábrica y los realizados en la obra por medio de máquinas de corte con oxigas o herramientas mecánicas de corte. La calidad la soldadura terminada podrá ser afectada por condiciones prevaleciente de clima, espacio de trabajo alrededor del contorno de la tubería a soldar y la limpieza de cada cordón o ranura. Para la limpieza podrán ser utilizadas herramientas mecánicas o manuales según la especificación de procedimiento. La unión soldada podrá realizarse mediante una soldadura de posición o la vuelta cuya terminación tendrá una sección transversal uniforme alrededor de la circunferencia completa de la tubería, según indique la especificación de procedimiento
se deberá
realizar un precalentamiento o pos-calentamiento, cuando los materiales o las condiciones
climáticas
lo
hagan
necesario.
INSPECCIÓN Y EVALUACIÓN Las inspecciones de soldaduras podrán ser hechas por medios destructivos o no destructivos y ser realizadas durante o después de terminada la soldadura. Para inspecciones no destructivas se podrá utilizar el medio radiográfico u otro especificado, para evaluaciones destructivas se retirará la unión soldada a fin de extraer de ella probetas y someterlas a las pruebas correspondientes para determinar su aprobación o rechazo. El personal a cargo de la inspección deberá estar calificado de acuerdo a la experi encia y entrenamiento para la labor que ellos efectúan, además el personal a cargo de la interpretación de resultados de las pruebas no destructivas deberá ser personal de nivel II o III. Según ABS. ( American Bureau of Shipping) 2-4-4/3.1 Procedimientos de soldadura, toda compañía debe demostrar ante el inspector que; el procedimiento de soldadura, metal de aporte, temperatura de pre y pos-calentamiento, etc. han sido calificados para poder realizar la soldadura de producción. En general, todo procedimiento de soldadura
que sea utilizado debe ser acompañado de su respectivo Registro de Calificación de Procedimiento de Soldadura (PQR) realizado en presencia del inspector. El PQR debidamente documentado, y certificado por un organismo
reconocido
podrán
presentarse al inspector para su aceptación. El PQR debe llevarse a cabo en conformidad con una norma reconocida como ASME, Sección IX. El PQR se puede utilizar para realizar procedimientos de soldadura cuyas variables (por ejemplo, espes or de pared, amperaje, etc.) estén definidas dentro de los rangos permitidos por la norma reconocida para la soldadura de producción.
NORMAS
DE
ACEPTACIÓN
PARA
EVALUACIÓN
NO
DESTRUCTIVA Las normas de aceptación presentadas en esta sección se aplican a discontinuidades ubicadas por medio de pruebas ultrasónicas, líquidos penetrantes, partículas magnéticas, radiográficos e incluso pueden ser aplicadas a la inspección visual. Algunas de las discontinuidades o fallas más comunes son la falta de penetración o penetración inadecuada, fusión incompleta, concavidad interna, quemados o sopladuras, inclusiones de escoria, porosidad, trizadura , socavación, acumulación de discontinuidades y defectos en las tuberías o fittings. Todos los métodos de pruebas no destructivas se limitan a la información que pueda obtenerse a partir de las indicaciones que producen.
PREPARACIÓN Y ELIMINACIÓN DE DEFECTOS Los defectos como las trizaduras, en los cordones de raíz o relleno podrán ser reparados con la previa autorización de la compañía y los distintos a estas como socavación lateral pueden ser reparados sin previa autorización de la compañía. Previo a cualquier reparación se deberán retirar defectos, escorias y óxidos, hasta dejar metal sólido. Una vez realizadas las reparaciones las zonas serán radiografiadas o inspeccionadas por los mismos medios utilizados anteriormente.
DISEÑO DE PROCEDIMIENTOS DE UNIONES SOLDADAS (WPS)
Y
REGISTRO
DE
CALIFICACION
DE
PROCEDIMIENTOS (PQR) Antes de realizar una soldadura de producción, hay que establecer la especificación de procedimiento en forma detallada y calificada, para demostrar las propiedades mecánicas y solidez que se puede obtener por este procedimiento. A su vez se registran los detalles de cada procedimiento calificado, donde se utiliza un formulario similar al mostrado en la figura 1; considerando que el registro es mantenido tanto tiempo como el procedimiento este en uso.
F igura 1 – Ejemplo de una especificación de Procedimiento
ESPECIFICACIÓN DE PROCEDIMIENTO PROCESO Para el diseño de procedimientos de uniones soldadas corresponde identificar el proceso específico o la combinación de procesos utilizados, detallando si estos corresponden a un proceso automático, semiautomático, manual o una combinación de estos. MATERIALES TUBERÍAS Y ACCESORIOS Corresponde identificar los materiales a los cuales se aplica el procedimiento (tubería API 5L al igual que los materiales que den conformidad a las especificaciones ASTM), donde estos se agruparan de la siguiente manera: a) Punto de fluencia mínimo ≤ 42.000 psi (289,6 Mpa) b) Punto de fluencia mínimo ≤ 42.000 psi (289,6 Mpa), pero < 65.000 psi (448,2 Mpa) c) Para materiales con un punto de fluencia de mínimo ≥ 65.000 psi (448.2 Mpa), cada grado requerirá de un ensayo de calificación por separado. Considerando que la prueba de calificación se debe efectuar sobre el material con el punto de fluencia mínimo más alta del grupo. DIÁMETROS Y ESPESORES Compromete identificar los rangos de los diámetros y espesores sobre los cuales se aplica el procedimiento, los rangos sugeridos se agrupan como sigue: a) Grupos de diámetros:
Diámetro Exterior D.E. < 60.3 mm
60.3 mm ≤ D.E. ≤ 323.8 mm
Diámetro Exterior D.E. > 323.8 mm
b) Grupos de espesores:
espesor de pared nominal (e) < 4.8 mm(3/16”)
4.8 mm(3/16”) < e < 19 mm(3/4”)
e > 19 mm(3/4”)
DISEÑO DE LA UNIÓN El diseño de la junta debe incluir uno o más bosquejos que muestre la forma y geometría de la unión como el ángulo y forma del bisel, altura del talón y la abertura de la raíz o espacio entre las dos uniones que juntan a tope, si es una soldadura de filete cabe mostrar el tamaño y la forma del filete. Es por ello la importancia de identificar los parámetros de diseño de la junta, una vez este identificado el tipo de junta aplicable. Las partes o elementos de las juntas soldadas o a soldarse son relativamente numerosas, y a fin de poder interpretar y describir correctamente cualquier junta, es necesario identificar y ubicar cada una de sus partes. La figura 2 indica algunos de estos elementos en una junta aún sin soldarse.
F igura 2 - Partes de las juntas a tope
Así como una junta sin soldar tiene sus elementos, una junta soldada presenta elementos los cuales se describe en la figura siguiente:
F igura 3 - Partes de las juntas soldadas
MATERIAL DE APORTE Y NÚMERO DE CORDONES
La forma muestra el tamaño y número de clasificación del material de aporte y contiene además el número de cordones y la secuencia que se debe seguir. Todo material de aporte debe cumplir con una de las siguientes especificaciones que se encuentran en la tabla N° 1.
Notas: otros electrodos, metales de aporte y fundentes pueden usarse, pero requieren
de una calificación de procedimiento separada. a) Toda combinación de electrodos y fundentes en el grupo 4 puede usarse para calificar un procedimiento. La combinación será identificada por su número de clasificación completo AWS, como por ejemplo: F7A0-EL12 o F6A2-EM12K. Solo se permite sustituciones que resulten en el mismo número de clasificación AWS sin recalificación. b) Se usara un gas de protección con los electrodos en los grupos 5, 8 y 7. c) En la designación del flujo o fundente, la X puede ser una A o una P como soldado o tratada por precalentamiento de la soldadura. * Solo para soldadura del cordón de raíz.
CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS Para esto se indica la polaridad y corriente, y el rango de voltaje y amperaje para cada electrodo, barra o alambre a utilizar, puntos que se indican en la especificación preliminar correspondiente antes de iniciar el procedimiento. CARACTERÍSTICAS DE LLAMA La especificación correspondiente designa si la llama es neutral, carburizante u oxidante, de acuerdo a las características que se presenten y donde el tamaño del orificio de la boquilla del soplete ira especificado para cada tamaño de barra o alambre. POSICIÓN El procedimiento a elegir indica si la soldadura se realizara en posición ó a la vuelta, es por lo mismo que la clasificación de las posiciones que se detallan a continuación tiene aplicación principalmente a la hora de juzgar la habilidad de los soldadores u operadores de las máquinas de soldeo y también cuando se trata de responsabilidad.
F igura 4 - Posición de Soldadura en Tubo con Soldadura de Ranura
F igura 5 - Posiciones de Soldadura en tubo con soldadura de filete
Todas las uniones soldadas en posición se deben hacer con las partes a unir aseguradas contra movimientos y con un adecuado espacio alrededor de la unión para permitir al soldador o soldadores trabajar con suficiente acceso. Las uniones soldadas a la vuelta o rodada por el contrario se permiten siempre que se mantenga el alineamiento por medio de rodillos o una base estructural con un número adecuado de plataformas rodantes para evitar los pandeos en las longitudes soportadas de la tubería. DIRECCIÓN DE LA SOLDADURA El procedimiento indica si la soldadura es vertical ascendente o descendente, de modo que la decisión de soldar en posición ascendente o descendente es responsabilidad del Ingeniero de Soldadura a cargo, o del personal especializado en esta tecnología, quien pueda demostrar que las soldaduras ejecutadas son aceptables, esto implica la inspección, los ensayos correspondientes a la calificación de los procedimientos de soldeo y de los soldadores, la inspección en antes, durante y después del soldeo. TIEMPO ENTRE PASADAS Se registra el tiempo máximo entre la terminación del primer cordón (de raíz) y el comienzo del segundo, como también el tiempo máximo entre la terminación del segundo cordón y el comienzo de los siguientes cordones, y así sucesivamente hasta terminar con el procedimiento. TIPO Y RETIRO DEL ACOPLADOR El procedimiento indica si se utiliza acoplador, y cuando es permisible retirar el acoplador de alineamiento antes que se complete el cordón de raíz, la parte completada de este
cordón estará aproximadamente espaciada en segmentos iguales a lo largo del contorno de la unión, estos segmentos irán espaciados uniformemente alrededor de la circunferencia de la tubería y tendrán una longitud acumulada del 50% como mínimo antes de que se retire el acoplador. Sin embargo, cuando se utiliza un acoplador de alineamiento interno y las condiciones hacen difícil evitar el movimiento de la tubería o si la soldadura va a ser forzada indebidamente, considerando que se deberá completar el cordón de raíz antes de que la tensión del acoplador sea librada.
LIMPIEZA El procedimiento indica que si se usan herramientas mecánicas, manual o la combinación de ellas, para retirar los óxidos y escorias de cada ranura. Cuando se usa una soldadura semiautomática o automática, las concentraciones de poros superficiales, comienzos de cordón y puntos altos, se deben eliminar por esmerilado antes de depositar el metal de aporte sobre ellos. PRECALENTAMIENTO Y POS – CALENTAMIENTO Se especifica los métodos, temperatura y método de control de la temperatura ambiente. También se indican las prácticas de caliento inicial y posterior a seguir, cuando los materiales o las condiciones de clima lo hagan necesario. Un factor que controla la microestructura de la zona afectada por calor y del metal de soldadura, es la velocidad de enfriamiento; esta velocidad depende de los espesores del material base, la geometría de la unión, el calor aportado y la temperatura de precalentamiento. La velocidad enfriamiento puede entonces ser usada, dentro de cierto rango, para prevenir la formación de microestructuras peligrosas en la zona afectada por calor y en la soldadura. La temperatura de precalentamiento tiene como principal función disminuir la velocidad de enfriamiento del conjunto soldado. Es la mínima temperatura que debe ser alcanzada en todo el espesor y en una zona suficientemente ancha a ambos lados de la junta del material base antes de que comience el proceso de soldadura y que normalmente debe mantenerse entre las diversas pasadas en caso de soldadura de pasadas múltiples. Existe a su vez la posibilidad que el calentamiento sea realizado después de la ejecución de algún proceso de fabricación y, en dicho caso, se denomina post - calentamiento. Este
término generalmente comprende aliviar las tensiones y el templado. Esto es realizado por debajo de las temperaturas críticas del material de aporte. El post-calentamiento usual es hecho a temperaturas entre 450 y 650 ºC. El tiempo y la temperatura apropiada varían de acuerdo al resultado que se busca y generalmente se considera 1 hora por cada 2 cm de espesor. Mientras es posible observar una ligera disminución de la dureza, hay ocasiones donde se observa un aumento de la dureza que se denomina endurecimiento secundario y generalmente ocurre al templar a bajas temperaturas.
GAS PROTECTOR Y VELOCIDAD DE FLUJO En este punto se muestra la composición del gas de protección y el rango de velocidad de flujo. A función del gas protector es desalojar el aire alrededor del arco, previniendo la contaminación por oxigeno e hidrogeno de la atmósfera. A su vez el flujo protege al metal de aporte fundido de la contaminación de oxigeno e hidrogeno de la atmósfera y actúa a la vez como agente para limpiar y purificar el depósito de soldadura, donde una porción del flujo es fundida por el intenso calor del arco. El flujo fundido se enfría y solidifica, formando escoria en la superficie del cordón. VELOCIDAD DE AVANCE Se indica para cada pasada el rango de velocidades de avance en pulg. /min. CALIFICACIÓN DE PROCEDIMIENTO Una vez aplicados los ensayos y determinado que las pruebas cumplen con las especificaciones para lo cual fue concebido en el diseño se procede a formalizar el procedimiento de soldadura registrando en un documento de registro de calificación de procedimiento de soldadura PQR, como el que se muestra en la figura (6) las pruebas aplicadas, recordando que las calificaciones de procedimiento de soldadura se hacen para demostrar la compatibilidad existente entre los metales base, los materiales de aporte, los proceso de soldadura y la técnica aplicada, y el cual puede ser diseñado.
F igura 6 – Muestra del Informe Resultante del Ensayo de Probetas
OLEDUCTOS Y GASEODUCTOS ESTUDIO
DE
CASO
DE
FALLAS
Y
ACCIDENTES
EN
GASEODUCTOS Y OLEODUCTOS CLASIFICACIÓN DE FALLAS Fallas en estructuras soldadas como gasoductos y oleoductos ocurren cuando la fuerza promotora de falla (esfuerzo mecánico, sobre presión) excede la resistencia del material (resistencia a la tracción, tenacidad de fractura). Las fallas se pueden clasificar de manera general como instantáneas y dependientes del tiempo. Una falla instantánea puede ocurrir tempranamente durante el ciclo de vida de la estructura por errores de diseño, construcción, materiales o inspección. Asimismo, una falla instantánea puede ocurrir después de varios años de operación debido a fenómenos naturales como tormentas severas, terremotos, inusuales bajas de temperatura, o por daños generados por terceros. La Figura 1 muestra la abolladura en una tubería ocasionada por el impacto con rocas debido a un deslizamiento de tierras. Las fallas dependientes del tiempo están asociadas con mecanismos de crecimiento de fisuras por fatiga y creep, corrosión bajo tensión, otras formas de corrosión, y desgaste. Las juntas soldadas son particularmente susceptibles a fatiga, la cual se inicia típicamente en discontinuidades del cordón. La Figura 2 muestra la fractura ocurrida en una tubería debido a corrosión bajo tensión.
Figura
1.
Abolladura
deslizamiento de tierras .
ocasionada
por Figura 2. Fractura ocasionada por corrosión bajo tensión .
La frecuencia de falla en un sistema de tuberías depende de diversos factores que muchas veces no pueden ser cuantitativamente establecidos. Sin embargo, tomando en cuenta los datos históricos de escenarios de falla, así como de probabilidades de ocurrencia, se han
podido establecer tablas y diagramas que muestran la mayoría de probables causas de accidentes que se pueden presentar, tal como se muestra en la Figura 3.
Figura 3. Diagrama de árbol para causas de falla en sistemas de tuberías .
ESTADÍSTICAS Afortunadamente las estadísticas indican una tendencia decreciente en la frecuencia de fallas y accidentes que se han presentado en sistemas de tuberías a nivel mundial en el periodo 1970-1999, tal como se puede apreciar en las Figuras 4 y 5. Estas figuras muestran la frecuencia de falla para estructuras offshore, tanto para transporte de gas y de líquidos peligrosos. Estos datos han sido recopilados para diferentes sistemas de tuberías a nivel mundial, US DOT: United States Department of Transportation, EGIG: European Gas pipeline Incident Group y CONCAWE: CONservation of Clean Air and Water in Europe. Sin embargo, en los últimos años (2000-2005) se ha podido observar un ligero incremento en el número de accidentes.
Figura 4. Frecuencia de falla en tuberías de Figura 5. Frecuencia de falla en tuberías de transporte de gas .
transporte de líquidos peligrosos.
ESTUDIOS DE CASO ESTUDIO DE CASO 1: FISURACIÓN Y FUGA DE PETRÓLEO INDUCIDA POR CORROSIÓN BAJO TENSIÓN (CBT) Y BACTERIA REDUCTORA DE SULFATO (SRB) EN OLEODUCTO DE TRANSMISIÓN. Este caso presenta los resultados del análisis de falla de un accidente ocurrido en el Norte de Irán en Abril del 2004 en un oleoducto de transmisión, que condujo a una posterior fuga considerable de petróleo. La tubería, de material API 5L X52, tenía un diámetro nominal de 10 pulgadas y un espesor de pared de 5 milímetros, y se encontraba enterrada 1 metro bajo la superficie en la cima de una colina. El sistema de protección usado consistía en un recubrimiento de polietileno y protección catódica. La inspección visual reveló la presencia de macrofisuras y picaduras abiertas en la superficie, tal como se observa en la Figura 6. Asimismo, se pudo observar un ligero doblez en el eje longitudinal de la tubería en la zona donde se presentaron las fisuras. La microestructura del material es mostrada en la Figura 7, en la cual se puede apreciar claramente una estructura ferrítica perlítica con inclusiones alongadas de MnS. La caracterización del material determinó que la composición química y las propiedades mecánicas del material cumplían con los requerimientos de la norma API.
Figura 6. Macrofisuras en la superficie Figura 7. Microestructura del material de la tubería, externa de la tubería .
500X.
A través de un análisis metalográfico de una sección transversal de la zona de fisuras se observó que éstas se iniciaron en la base de las picaduras en la superficie exterior de la tubería, propagándose hacia el interior. Asimismo, se pudo observar una tendencia en las fisuras de presentar fondos redondeados. Un análisis microbial reveló la presencia de bacteria reductora de sulfato (SRB) en las fisuras. Tal como se observa en la Figura 8 la presencia de SRB originó la formación de “bolsas” al interior de la fisura, promoviendo
su crecimiento redondeado. Asimismo, se pudo observar que cuando las fisuras alcanzaron las inclusiones de MnS la propagación de la misma ocurrió en la dirección de la inclusión generando fisuras de punta aguda, tal como se muestra en la Figura 9.
Figura 8. Fondo redondeado y formación Figura 9. Propagación de la fisura en dirección de de bolsas en las fisuras debido a presencia la inclusión. de SRB .
El análisis de los productos de corrosión indicó una alta presencia de carbonato de hierro, FeCO3. El análisis de microscopía electrónica de barrido en la superficie de fractura de las fisuras reveló una propagación inicial quasi-intergranular de la fisura y posterior propagación transgranular, como se observa en las Figuras 10 y 11.
Figura 10. Propagación inicial de la fisura en Figura 11. Propagación final de la fisura en modo quasi-intergranular .
modo transgranular .
Posterior análisis del suelo indicó una alta presencia de compuestos corrosivos como hidróxidos, carbonatos, bicarbonatos y nitruros. Asimismo, se pudo comprobar que en el lugar donde la tubería se encontraba enterrada se produjo un deslizamiento de tierras que pudo haber originado que el recubrimiento de polietileno se desprendiera en ciertas áreas. El contacto de los agentes corrosivos del suelo en estas áreas descubiertas originó celdas electroquímicas que en presencia del potencial catódico de protección derivaron en la formación de fisuras por corrosión bajo tensión. La presencia de SRB intensificó la corrosión y crecimiento de las fisuras. Las tensiones en la tubería se atribuyeron a la ubicación en la cima de una colina, generando esfuerzos de tensión, y al deslizamiento de tierras ocurrido. Conclusión: La causa de la falla fue corrosión bajo tensión en presencia de carbonatos intensificada por la presencia de SRB en áreas en las cuales el recubrimiento de polietileno de la tuberí a se desprendió debido a esfuerzos mecánicos.
ESTUDIO DE CASO 2: EXPLOSIÓN EN TUBERÍA DE TRANSMISIÓN DE GAS NATURAL ORIGINADA POR CORROSIÓN INTERNA. Este caso presenta una falla en el sistema de transmisión de gas natural de El Paso, New México, USA, ocurrido en Agosto del 2000. Este accidente fue uno de los más comentados en los últimos años debido a las pérdidas humanas ocasionadas: 12 personas muertas. La tubería, de material API 5LX grado X52, tenía un diámetro nominal de 30 pulgadas y un espesor de pared de 8.5 milímetros y transportaba gas natural en estado líquido. La presión de trabajo al momento del accidente era de 675 psig, menor a la presión máxima de diseño, 837 psig. Las Figuras 14 y 15 muestran la zona del accidente, así como la magnitud de la explosión e incendio ocurridos respectivamente. Al momento
del accidente una familia de 12 miembros acampaba a 200 metros de distancia del punto de explosión. Lamentablemente las 12 personas murieron producto de quemaduras, asfixia e inhalación de gases tóxicos.
Figura 14. Vista aérea de la zona del
Figura 15. La explosión generó un incendio de 55
accidente.
minutos de duración .
La fuerza de ruptura originó un cráter de 16 metros de ancho. La inspección visual de la tubería fracturada permitió observar una severa corrosión interna a lo largo del borde inferior de la tubería conjuntamente con una considerable pérdida de espesor de pared, tal como se observa en las Figuras 16 y 17. Asimismo se observó que los cordones de soldadura ubicados en la parte inferior de la tubería también fueron atacados. No se registró ninguna evidencia de corrosión externa. El análisis micro estructural reveló una estructura compuesta por ferrita proeutectoide y perlita, con algunos carburos precipitados en los límites de grano. Posterior caracterización reveló que la composición química del material, así como las propiedades mecánicas cumplían con los requerimientos de la norma API.
Figura 16. La rotura ocurrió en la parte Figura 17. Se observó severa corrosión interna inferior de la tubería.
y reducción de espesor de pared.
La microscopía electrónica de barrido permitió observar estrías en las picaduras de corrosión, como se muestra en la Figura 18, sin embargo, no fue indicativo suficiente ni de fatiga ni de penetración de corrosión. Asimismo, se pudo observar que la fractura se propagó desde el interior. El análisis de los productos de corrosión indicó un alto contenido de cloruros y sodio. El análisis de los depósitos encontrados en la tubería reveló la presencia de bacterias oxidantes y reductoras, así como altas dosis de cloruros (333000 ppm siendo 50 ppm la concentración normal en la línea). El modo de fractura indicó que la fractura fue originada únicamente por sobre presión, debido a una reducción severa de espesor de pared de tubería (de hasta 72%), al punto de que el material no pudo resistir la presión. Conclusión: La causa de la falla fue severa corrosión interna y reducción de espesor de pared originada por la presencia de agentes altamente corrosivos en el interior de la tubería.
Figura 18. Estrías observadas dentro de las picaduras .
ESTUDIO DE CASO 3: RUPTURA DE TUBERÍAS DE TRANSMISIÓN DE GAS NATURAL ORIGINADA POR CORROSIÓN BAJO TENSIÓN (CBT) . Este caso presenta dos fallas ocurridas en el sistema de tuberías de transmisión de gas natural de Argentina. El material, características de trabajo y modo de falla para ambas
tuberías fue idéntico. Para propósitos de este documento las tuberías serán identificadas como 3A y 3B. La Figura 19 muestra la magnitud de la falla para la tubería 3B.
Figura 19. Falla en tubería 3B .
En ambos casos el material de la tubería fue el API 5LX grado X52 7, con un diámetro nominal de 24 pulgadas. El espesor de pared fue de 7.14 y 7.3 milímetros para 3A y 3B respectivamente. Ambas tuberías se encontraban protegidas catódicamente y recubiertas con asfalto. La presión de trabajo en ambos casos fue de alrededor de 60 kg/cm2. Una inspección visual inicial reveló la presencia de numerosas fisuras externas en ambos casos, tal como se muestra en las Figuras 20 y 21. En el caso 3A se observaron colonias de fisuras ubicadas aleatoriamente alrededor de la parte central de la fractura. La longitud máxima de colonia de fisuras alcanzó los 9 centímetros. En el caso 3B se observó un gran número de fisuras alrededor de la fractura.
Figura 20. Fisuras cercanas a la zona de Figura 21. Fisuras en la superficie alrededor de fractura, caso 3A, 20X .
la zona de fractura, caso 3B, 3X.
Asimismo se pudo observar una película negra de productos al interior de las fisuras indicando el desarrollo de las mismas por corrosión. La película estaba compuesta por magnetita, cuya naturaleza frágil facilitó su ruptura y posterior exposición de metal al medio corrosivo. El análisis metalografico reveló que las fisuras se desarrollaron en la superficie exterior y se propagaron y ramificaron intergranularmente, como se muestra en la Figura 22 para el caso 3A. En algunos casos las fisuras llegaron a penetrar más de la mitad del espesor de pared de la tubería.
Figura 22. Propagación intergranular de las fisuras, 300X .
El análisis por microscopía electrónica de barrido permitió confirmar la propagación intergranular de las fisuras, tanto de las primarias como de las secundarias, como se observa en las Figuras 23 y 24. Los análisis químicos y de propiedades mecánicas indicaron que el material de la tubería cumplía con los requerimientos de la norma API. Asimismo, se pudo confirmar que la presión de trabajo al momento del accidente era menor que la presión máxima de diseño. En varias zonas de la tubería se pudo observar
un desprendimiento del recubrimiento. Asimismo, se pudo observar la formación de burbujas o cavidades entre el material y el recubrimiento, en donde se registró un pH de entre 8 y 9. El análisis químico de los suelos reveló un alto contenido de carbonatos. Todos estos factores, aunados con los esfuerzos residuales presentes en las tuberías, indicaron que las fisuras se formaron y propagaron por un mecanismo de corrosión bajo tensión. Conclusión: La causa de la falla en ambos casos fue corrosión bajo tensión en presencia de carbonatos en áreas en las que el recubri miento protector se desprendió y bajo esfuerzos residuales en la tubería.
Figura
23.
Modo
intergranular, caso 3A .
de
propagación Figura 24. Modo de propagación intergranular, caso 3B.
Consideraciones finales Las estadísticas demuestran que el número de fallas por defectos en el material o errores de fabricación (soldadura, espesores de pared, etc.) se pueden mantener nulos si se respetan las normas y códigos de diseño y construcción. Asimismo, es muy importante cumplir con las leyes y regulaciones del estado con el fin de evitar daños al medio ambiente y comunidades aledañas a la ruta de los gasoductos u oleoductos. Finalmente, es de primaria importancia el establecimiento de adecuados planes de evaluación de defectos y control en sistemas de ductos con la finalidad de asegurar una segura y eficiente operación de los mismos.
