UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA
PROYECTO DE GRADO “ESTUDIO Y APLICACIÓN DEL METODO DE
EVALUACION DIRECTA DE LA CORROSION (DA-DIRECT ASSESSMENT)PARA EL MANTENIMIENTO INTEGRAL DE GASODUCTOS”
POSTULANTE: JOSUE TARQUI SORIA TUTOR: ING. SANDALIO CHOQUE POMA LA PAZ – BOLIVIA 2013
A mis padres y hermanas, por la paciencia y el apoyo brindado durante toda mi vida universitaria. A toda mi familia y amigos, por darme la motivación motivación para concluir con este trabajo.
i
AGRADECIMIENTOS Gracias a Dios por guiarme, iluminarme, darme la sabiduría y la fuerza necesaria para emprender y culminar este largo camino para cumplir una de las metas de mi vida. A quienes desde el inicio de mi vida me llevaron por un buen camino, y aunque es una forma mínima de agradecer por todo su esfuerzo y dedicación, y solo quiero que sepan que todos mis logros son sus logros. Gracias a mis padres Javier y Esther, a mis hermanas Melissa y Deyanira por el apoyo que me brindaron durante todos mis estudios y aun en los momentos difíciles ellos supieron como motivarme para seguir adelante. A los que me apoyaron y confiaron en mí para lograr este objetivo, gracias a todos mis familiares y amigos. A una persona que es muy especial para mí pues esta me escucho, me aconsejo y también me apoyo muchas veces. La confianza que ella me trasmitió me ayudo muchísimo. Ella estuvo conmigo desde que inicie este trabajo. Gracias Warita. A la Universidad Mayor de San Andrés y en especial a la Facultad de Ingeniería por la oportunidad, de estudiar la carrera de Ingeniería Petrolera. Al tutor de mi proyecto de grado, el Ingeniero Sandalio Choque Poma, quien mostró mucho interés, por su tiempo y dedicación en la asesoría del presente trabajo y en especial por los consejos. A los ingenieros que tomaron parte del jurado, para realizar la defensa de mi proyecto de grado profesional, por su tiempo en la revisión de este trabajo. JOSUE TARQUI SORIA
ii
ÍNDICE RESUMEN EJECUTIVO CAPITULO I
xiv
GENERALIDADES
1.1.
Introducción
1
1.2.
Antecedentes
8
1.3.
Planteamiento del problema
13
1.3.1.
Identificación del problema
13
1.3.2.
Formulación del problema
14
1.4.
Objetivos y Acciones
15
1.4.1.
Objetivo general
15
1.4.2.
Objetivos específicos y acciones
17
1.5.
Justificación
17
1.5.1.
Justificación técnica
17
1.5.2.
Justificación legal
18
1.5.3.
Justificación económica
19
1.6.
Alcance
20
1.6.1.
Alcance temático
20
1.6.2.
Alcance geográfico
20
CAPITULO II
INTRODUCCION Y ANTECEDENTES DEL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS EN BOLIVIA
2.1.
Importancia del transporte de Hidrocarburos
23
2.2.
Tipos de transporte de Hidrocarburos
25
2.3.
Transporte de Gas Natural por gasoductos en Bolivia
26
2.3.1.
Balance de Gas Natural
28
2.4.
Transporte de Hidrocarburos líquidos por poliductos en Bolivia
30 iii
2.5.
Transporte de petróleo crudo por oleoductos en Bolivia
33
2.6.
Características físicas de los gasoductos
34
2.6.1.
Elementos que conforman un gasoducto
35
2.6.2.
Tipos de redes y tuberías de Gas
35
2.6.2.1.
Sistema de recolección
35
2.6.2.2.
Sistema de transmisión
36
2.6.3.
Criterios operativos y de diseño
36
2.6.4.
Factores que influyen en el transporte de Gas Natural por gasoductos
36
2.6.4.1.
Presión y temperatura
36
2.6.4.2.
Compresibilidad del gas
37
2.6.5.
Procesos que influyen en el transporte del Gas Natural por gasoductos
37
2.6.5.1.
Formación de hidratos
38
2.6.5.2.
Formación de líquidos
38
2.6.5.3.
Deposición de asfáltenos
39
2.6.6.
Impacto ambiental de los gasoductos
39
2.6.7.
Seguridad industrial en el transporte de hidrocarburos
41
CAPITULO III
PRINCIPIOS Y FUNDAMENTOS DE CORROSION EN DUCTOS
3.1.
Definición
43
3.2.
Corrosión en ductos
44
3.3.
Tipos de corrosión
45
3.4.
Tipos de corrosión según sus causas
49
3.4.1.
Serie potencial de los metales
51
3.4.2.
Corrosion galvánica – sin f.e.m. exterior aplicada
54
3.4.3.
Corrosion electroquímica – con f.e.m. exterior aplicada
56
3.4.3.1.
Ánodo
57
iv
3.4.3.2.
Cátodo
57
3.4.3.3.
Electrolito
58
3.4.4.
Corrosion química
60
3.4.5.
Corrosión bacterial
61
3.4.6.
Corrosion por heterogeneidad del metal
62
3.4.7.
Corrosion por heterogeneidad del medio circundante
64
3.5.
Factores que influyen en la corrosión
65
3.5.1.
Clase y estado del metal
65
3.5.2.
Estado de la pieza
65
3.5.3.
Medio en que se encuentra
65
3.5.4.
Clase de contacto entre el metal y el medio en que se encuentra
66
3.6.
Mantenimiento preventivo y correctivo en ductos con corrosión.
66
3.6.1.
Mantenimiento preventivo
66
3.6.2.
Mantenimiento correctivo
69
3.6.2.1.
Principales formas de daños en ductos
70
3.6.2.2.
Criterios de reparación
72
3.6.2.3.
Tipos de reparación
72
3.6.2.4.
Tipos de camisa y fabricación
72
CAPITULO IV
DESARROLLO DEL METODO DE EVALUACION DIRECTA DE LA CORROSION – DIRECT
ASSESSMENT
4.1.
Introducción
4.2.
ICDA (Internal Corrosion Direct Assessment) Evaluación directa de corrosión interna
4.2.1.
77 79
El uso de modelos de flujo para predecir los puntos de acumulación de líquidos
83
4.2.1.1.
Los resultados del modelado de flujo
87
4.2.1.2.
Utilizando los resultados de los modelos de flujo
91
v
4.2.1.3.
Procedimientos para la elección de lugares detallados para exámenes/inspección
93
4.2.2.
Diagrama de flujo ICDA
94
4.2.3.
Actividades de la evaluación ICDA
94
4.2.3.1.
Pre-evaluación
94
4.2.3.1.1. Recolección de datos
94
4.2.3.1.2. Evaluación de la factibilidad de uso del ICDA
96
4.2.3.1.3. Identificación de las regiones ICDA
97
4.2.3.2.
98
Inspección Indirecta ICDA
4.2.3.2.1. Cálculos del modelado de flujo
99
4.2.3.2.2. Cálculo del perfil de inclinación
101
4.2.3.2.3. Selección del sitio – General
102
4.2.3.2.4. Selección del sitio – Específico
102
4.2.3.2.5. Comparación y Análisis
103
4.2.3.3.
104
Inspección directa ICDA
4.2.3.3.1. Proceso de examen detallado
104
4.2.3.3.2. Otros componentes de las instalaciones
107
4.2.3.3.3. Excavación e inspección
107
4.2.3.3.4. Ensayos no destructivos (END) para determinar el espesor del ducto
108
Post-evaluación y monitoreo
115
4.2.3.4.1. Evaluación de la efectividad del método
115
4.2.3.4.2. Re-evaluación y monitoreo continuo
115
4.2.3.5.
116
4.2.3.4.
Registros ICDA
4.2.3.5.1. Documentación de la Pre-evaluación
116
4.2.3.5.2. Inspección indirecta
117
4.2.3.5.3. Inspección directa
117
4.2.3.5.4. Post-evaluación
117
vi
CAPITULO V
APLICACIÓN PRÁCTICA DE LA METODOLOGÍA ICDA GASODUCTO AL ALTIPLANO (GAA).
5.1.
Metodología ICDA - Evaluación Directa de la Corrosión Interna
121
5.1.1.
Pre-evaluación de la metodología ICDA
121
5.1.2.
Evaluación indirecta de la metodología ICDA
122
5.1.2.1.
Ángulo crítico
122
5.1.2.2.
Perfil de inclinación
128
5.1.2.2.1. Comparación
129
5.1.3.
Evaluación directa de la metodología ICDA
130
5.1.3.1.
Excavación e inspección
132
5.1.3.1.1. Ensayos no destructivos
134
5.1.3.1.1.1. Mediciones ultrasónicas de espesor
134
5.1.3.1.1.2. Medición del espesor por radiografía
137
5.1.4.
Post-evaluación de la metodología ICDA
138
5.1.5.
Consideraciones especiales
139
CAPITULO VI
ANÁLISIS ECONÓMICO
6.1.
Análisis de costos
6.1.1.
Costos de aplicación de la metodología de evaluación directa
140
ICDA
140
6.1.1.1.
Costos de operación
141
6.1.1.2.
Costos de mantenimiento
141
6.1.2.
Evaluación económica
142
CAPITULO VII CONCLUSIONES 7.1.
Conclusiones
145
7.2.
Recomendaciones
147
vii
BIBLIOGRAFIA
149
ANEXOS
149
viii
ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1. Efecto de la corrosión sobre el medio ambiente
2
Figura 1.2. Diferentes formas de corrosión
3
Figura 1.3. Especificaciones de calidad del gas de 70 empresas petroleras
6
Figura 1.4. Resultados de la Evaluación Directa de Corrosión Interna (ICDA) –GSP
10
Figura 1.5. Parámetros utilizados en el análisis de la corrosión.
11
Figura 1.6. Ubicación del Gasoducto al Altiplano.
16
Figura 1.7. Red de gasoductos de Bolivia
21
Figura 1.8. Gasoducto al Altiplano (GAA)
22
Figura 2.1. Ductos en Bolivia
26
Figura 2.2. Red de gasoductos de Bolivia
27
Figura 2.3. Volumen promedio transportado – Gestión 2012.
28
Figura 2.4. Balance de Gas Natural.
30
Figura 2.5. Red de poliducto en Bolivia.
31
Figura 2.6. Red de oleoductos en Bolivia.
33
Figura 3.1. Ejemplos de corrosión generalizada y localizada.
46
Figura 3.2. Corrosión localizada.
48
Figura 3.3. Corrosión uniforme.
49
Figura 3.4. Esquema del proceso de corrosión.
59
Figura 3.5. Celda electroquímica.
59
Figura 3.6. Corrosión de heterogeneidad del metal.
64
Figura 3.7. Protección catódica sin suministro de energía eléctrica exterior De una tubería de hierro por medio de un ánodo de magnesio. 69
Figura 3.8. Sección de una camisa forjada Plidco.
73
Figura 4.1. Reporte de incidentes en gasoductos (2005).
77
Figura 4.2. Ejemplo del régimen del mapa de flujo en una tubería Horizontal
85
ix
Figura 4.3. El esfuerzo cortante equilibra la gravedad para determinar la acumulación de líquido.
Figura 4.4. Ángulos críticos para la acumulación de agua.
87 89
Figura 4.5. Ángulos críticos para la acumulación de agua por medio de modelos de flujo multifásico.
89
Figura 4.6. Ángulos críticos para la acumulación de agua por medio de modelos de flujo multifásico. Efecto de la temperatura y el tubo de diámetro.
90
Figura 4.7. Factor F en función del ángulo crítico para la acumulación de agua. Los valores promedio de desviación estándar.
91
Figura 4.8. Ejemplo de perfil de elevación de tuberías y la inclinación calculada.
92
Figura 4.9. Arreglo radiográfico convencional.
112
Figura 5.1. Gasoducto al Altiplano (GAA).
119
Figura 5.2. Perfil de inclinación y elevación, con ángulos críticos de inclinación.
130
Figura 5.3. Perfil de inclinación y elevación con puntos críticos.
131
Figura 5.4. Araña ultrasónica.
136
Figura 5.5. Generador de radiografía industrial ERESCO.
137
Figura 5.6. Medidor de espesor Ultradorr-2 Reader/Data-Logger.
139
x
ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1.1.
Objetivos específicos y acciones
17
Tabla 2.1.
Volumen promedio transportado y entregado de Gas Natural.
28
Tabla 2.2.
Destino de la producción total de Gas Natural – 2012
29
Tabla 2.3.
Volumen promedio transportado y entregado por poliductos, por ducto.
32
Tabla 2.4.
Los aspectos más importantes en transporte de hidrocarburos.
42
Tabla 3.1.
Corrosión localizada.
46
Tabla 3.2.
Corrosión uniforme.
49
Tabla 3.3.
Corrosión combinada.
49
Tabla 3.4.
Serie electroquímica de metales.
52
Tabla 3.5.
Serie galvánica.
53
Tabla 3.6.
Protección interior.
66
Tabla 3.7.
Clasificación de defectos.
70
Tabla 3.8.
Tipos de camisas.
73
Tabla 4.1.
Ensayos no destructivos (END).
109
Tabla 4.2.
Datos esenciales para el uso de la metodología ICDA.
116
Tabla 5.1.
Especificaciones del Gasoducto al Altiplano – GAA
119
Tabla 5.2.
Datos operacionales del Gasoducto al Altiplano – GAA.
121
Tabla 5.3.
Especificaciones del Gasoducto al Altiplano – GAA.
127
Tabla 5.4.
Puntos críticos de inspección.
131
Tabla 5.5.
Puntos críticos de inspección.
134
Tabla 6.1.
Consideraciones económicas.
142
Tabla 6.2.
Mano de obra, costos indirectos.
142
Tabla 6.3.
Mediciones ultrasónicas, costos de realización de las inspecciones.
143
Tabla 6.4.
Costos de mantenimiento, instalación de equipo especial.
144
Tabla 6.5.
Costo total de la aplicación de la metodología.
144
xi
SIMBOLOGIA API
:
American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo)
ASTM
:
American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana para pruebas de Materiales)
Bls
:
Barriles.
BPD
:
Barriles por día
cm
:
Centímetro
GAA
:
Gasoducto al Altiplano
GSP
:
Gasoducto Sucre Potosí
GPS
:
The Global Position System (Sistema de Posicionamiento Global)
•C
:
Grado Celcius
•F
:
Grado Fahrenheit
g/cm3
:
Gramo por centímetro cúbico
ICDA
:
Internal Corrosion Direct Assessment (Examinación directa de corrosión interna de ductos)
K
:
Kelvin
kg/cm2
:
Kilogramo por centímetro cuadrado
m
:
metro
m2
:
metro cuadrado
m3
:
metro cúbico
M
:
Indica miles
MM
:
Indica millones
MCD
:
Metros cúbicos por día
NACE
:
National Association of Corrosion Engineers (Asociación Nacional de Ingenieros en Corrosión)
NPS
:
Nominal pipe size (Diámetro nominal de la tubería)
OP
:
Presión de operación
P
:
Presión
Pa
:
Pascal xii
Pi
:
Presión interna de diseño, en kPa (lb/pulg 2)
POM
:
Presión de operación máxima
PSI
:
Libras por pulgada cuadrada
plg
:
Pulgada
R
:
Constante universal de los gases (m 3atm/•K mol)
SMYS
:
Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Cedencia Mínimo Especificado) en kPa (lb/pulg 2)
T
:
Temperatura
:
Espesor de pared de diseño por presión interna, en mm (pulg)
tc
:
Espesor de pared adicional por corrosión, en mm (pulg)
tNOM
:
Espesor nominal, en mm (pulg)
TMD
:
Toneladas métricas por día
Vg
:
Velocidad del gas
V
:
Volumen
YPFB
:
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
Z
:
Factor de compresibilidad de los gases
•
:
Angulo de contacto
xiii
RESUMEN EJECUTIVO Este trabajo está enfocado a describir la metodología para realizar el mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo en el Gasoducto al Altiplano (GAA), el mismo que se encuentra con defectos de corrosión interna debido a la acumulación de agentes corrosivos en tramos muy inclinados del gasoducto, siendo afectados por las pendientes geográficas muy pronunciadas del terreno, ocasionando la fácil acumulación de dichos agentes. La corrosión representa pérdidas económicas de importancia debido a la reparación y mantenimiento, así como también daños al medio ambiente en diferentes grados y características, siendo la primera manifestación la fuga de gases o de líquidos. Para estos tramos del gasoducto que se encuentran expuestos a pendientes muy pronunciadas, se tiene un ángulo de inclinación crítico por encima del cual nos indica los sitios en los cuales existe acumulación de agentes corrosivos. Todo el volumen de gas natural requerido por el departamento de La Paz y la ciudad de El Alto es transportado por el Gasoducto al Altiplano, el mismo que tiene una longitud total de 780 Km, con diámetros de 6 y 10 pulgadas, el cual fue construido entre los años 1968 y 1983, teniendo un tiempo de operación de 24 y 39 años; por tal motivo es de vital importancia realizar operaciones de mantenimiento a todo el gasoducto, siendo el objetivo principal de el
xiv
presente proyecto el realizar un Mantenimiento Integral del Gasoducto. El mantenimiento integral del gasoducto consiste en la evaluación del estado estructural, basándose en la identificación del tipo y grado de severidad de los defectos presentes en él. Los cálculos y criterios de análisis de integridad que se aplicarán al gasoducto dan como resulto una mejora en los procedimientos de inspección, incremento en la confiabilidad operativa del ducto al conocer mejor su estado físico, establecer las condiciones de operación sin poner en riesgo su integridad mecánica. Al mismo tiempo como resultado final de aplicar la metodología del Mantenimiento Integral por el método de Evaluación Directa, se obtendrá
optimizar
todas
las
actividades
y
programas
de
mantenimiento con reducciones significativas de costos.
xv
CAPITULO I GENERALIDADES 1.1.
INTRODUCCIÓN. El principal sistema de transporte de hidrocarburos en Bolivia son los ductos,
de ellos hay instalados más de 6000 kilómetros, los hidrocarburos son transportados a través de una geografía diversa y accidentada, siendo el principal problema las pendientes muy pronunciadas. Cubriendo el mercado nacional y atendiendo el mercado de exportación a la Argentina y al Brasil. Por esta red de ductos se distribuyen: crudo, gas natural, gasolina, diesel y otra gran variedad de productos refinados. Debido a la no regularidad de la geografía boliviana, el transporte de estos productos atraviesan por condiciones tanto climáticas como de terreno muy severas, por tal razón los ductos están sometidos a cambios extremos de temperatura, presión y elevaciones; afectando su estructura y sus propiedades, ocasionando diferentes tipos de daños a los ductos de transporte de hidrocarburos, entre la más importante está la corrosión; estas representan pérdidas económicas de importancia debido a la reparación y mantenimiento, así como también daños al medio ambiente en diferentes grados y características, siendo su primera manifestación la fuga de gas o de líquidos. Las consecuencias de estas fugas debido a la corrosión, dependerán de las propiedades del fluido. Si este es combustible, ocasionará fácilmente un incendio o la formación de una nube inflamable, con posterior explosión. Si es toxico, puede formar una nube o simplemente difundirse en el aire, una clasificación general de los daños al medio ambiente por corrosión se muestra en la Figura 1.1. La corrosión es el daño que sufren los materiales por el transporte de iones debido a la diferencia de potencial, en el material mismo o entre este y el medio que
Página | 1
lo rodea, denominándose reacción interfacial irreversible que deteriora o modifica las propiedades de dicho material. Figura 1.1 Efecto de la corrosión sobre el medio ambiente.
CORROSION - FUGA Liquido
Liquido / Vapor
Evaporación
Formación de nube
Combustión
Nube inflamable
Nube toxica
Incendio
Explosión
Difusión del roducto toxico
Gas / Vapor V < 20
V > 20
Incendio
Difusión del producto toxico
Fuente: Elaboración propia.
La corrosión produce pérdidas en las propiedades mecánicas de resistencia del material, lo que da lugar a cambios en la geometría de las estructuras y componentes que les hacen perder la función para las que estaban determinadas, ocasionando: ·
Pérdidas directas, debido al cambio de las estructuras corroídas.
·
Perdidas indirectas, debido a la suspensión temporal y paro de los sistemas de transporte e instalaciones.
·
Perdidas de bienestar y vidas humanas.
·
Perdidas de eficiencia y aumento en los costos.
La corrosión, además puede dividirse en corrosión uniforme y localizada. La corrosión uniforme se desarrolla a una misma velocidad en toda la superficie del material, mientras que la localizada es un ataque acelerado de una posición superficial determinada, bebido generalmente a la separación de las zonas anódica y catódica, originada por desigualdades de la estructura o composición del material que se corroe o por diferencias del medio. La corrosión por picadura es un tipo Página | 2
especial de corrosión localizada y se define como una forma de ataque muy localizado, de metales pasivos que da lugar a cavidades muy estrechas y profundas. Por tal motivo, la corrosión es de mucho interés ya que la pérdida de metal invariablemente significa una reducción en la integridad estructural del ducto y un incremento en el riego de falla. Dos factores muy importantes que intervienen en el proceso de corrosión son el tipo de material y el ambiente. Figura 1.2. Diferentes formas de corrosión
CORROSION Uniforme Atmosférica Galvánica Metales líquidos Altas temperaturas
Localizada Macroscópica Galvánica Erosión Agrietamiento Picadura Exfoliación Ataque selectivo
Microscópica Intergranular Fractura por corrosión Bajo tensión
Fuente: Elaboración propia.
En Bolivia el gas es transportado íntegramente en fase gas, a través de las redes de gasoductos. Los gasoductos son construidos de acuerdo con técnicas normalizadas para este tipo de instalaciones, tales como las de American Estándar Association del American Petroleum Institute (A.P.I.), cubriéndose de esta manera las máximas condiciones de seguridad. El ambiente incluye las condiciones que impactan la pared interna y externa del ducto. Dado que la mayoría de los gasoductos atraviesan diferentes condiciones ambientales, la evaluación debe permitir seleccionar o considerar apropiadamente
Página | 3
cada tipo de ambiente dentro de cada segmento de gasoducto. Así, como también definir correctamente las variables de Presión, Temperatura y Velocidad de flujo. Dentro de la composición del gas, para los gasoductos, los componentes del gas que influyen en la corrosión, son el dióxido de carbono (CO 2), sulfuro de hidrogeno (H2S) y el oxigeno (O 2). La cantidad de un componente en un sistema se define por su presión parcial, que es el producto de la presión del sistema total y la fracción moral en fase gaseosa. Por ejemplo, un sistema a 1000psi que contiene 2% de CO2, tiene una presión parcial de CO 2 de 20psi. La forma más común de la corrosión se debe a la presencia de Dióxido de Carbono (CO2), denominada corrosión dulce. Dentro la industria petrolera, las normas se rigen bajo los siguientes tópicos, para el contenido de CO 2 en el gas: ·
Una presión parcial por encima de 30psi, por lo general indica corrosión.
·
Una presión parcial de 3psi a 30psi, puede indicar corrosión.
·
Una presión parcial por debajo de 3psi, generalmente se considera no corrosivo. Otra forma de corrosión, es el ataque de Sulfuro de Hidrógeno (H 2S), que se
conoce como corrosión agria. El Sulfuro de Hidrógeno (H 2S) forma un acido cuando se disuelve en agua, acelerando la corrosión, pero en algunos casos los depósitos de Sulfuro de Hierro puede reducir la corrosión. Sin embargo, la protección para el Sulfuro de Hierro es poco fiable, debido a que ciertas formas de Sulfuro de Hierro aceleran la corrosión si el electrolito penetra en la película protectora del producto corrosivo. Un problema relacionado con este hecho, es el agrietamiento por tensión de sulfuro (SSC - Sulfide Stress Cracking), que se produce a presiones parciales de H2S de 0,05psi o más. La presencia de tan solo 100ppm en volumen de oxigeno aumenta la velocidad de corrosión en presencia de CO 2 y H2S. Cuando el oxígeno está presente junto con el sulfuro de hidrógeno, ocurre la corrosión localizada, especialmente Página | 4
cerca de la interfase liquido-vapor. El oxigeno aumenta la velocidad de corrosión mediante el aumento del potencial de corrosión. La velocidad de corrosión también depende del pH del agua y tasas bajas se observa a valores de pH por encima de 61. Las especificaciones de la calidad del gas respecto a su concentración, varían entre todas las empresas petroleras, y los requerimientos a menudo se cumplen. Resultados de una encuesta que se realizaron a 70 empresas se muestran2 en la Figura 1.3: Una evaluación completa de cómo la composición del gas afecta la corrosión requiere la consideración de los tres gases, CO 2, H2S, y O2 y sus concentraciones relativas. Por lo anterior, el preservar la operación de las actividades de transporte, representa un elemento estratégico para cualquier empresa petrolera, con las posibilidades de ahorros por reparaciones o paros no deseados. La integridad mecánica de gasoductos involucra la intervención de distintos métodos que buscan disminuir la ocurrencia de fallas en los mismos, estos métodos consisten en actividades de inspección, operación y mantenimiento, los cuales trabajan en conjunto, garantizando así el buen funcionamiento de dichos ductos. Para controlar su efecto negativo, se efectúan estudios periódicos con las distintas herramientas disponibles en el mercado: Inspección Interna, Evaluación Directa, Cálculo de Velocidades de Corrosion y Protección Anticorrosiva, entre otras. La Evaluación Directa de corrosión (D.A. por sus siglas en ingles, Direct Assessment) es un proceso estructurado para evaluar la integridad de los ductos, donde no son posibles o son impracticables las metodologías convencionales de la inspección instrumentada (I.L.I., In Line Inspection) o la realización de la prueba hidrostática (Phyd). 1 2
GRI 02-0057: Internal Corrosion Direct Assessment of Gas T ransmission Pipelines Methodology. Boletin del Servicio Federal Energy Regulatory Commission Board (FERC BSS)
Página | 5
Figura 1.3. Especificaciones de calidad del gas de 70 e mpresas petroleras.
H2S [ppmv] 31%
1% 51%
4% 13%
4 4.8 8 16 48
CO2 [volumen%] 5% 41%
54%
1 2 3
O2 [volumen%] 4%
24% 2%
46%
22% 2%
1 3 0.001 0.005 0.2 0.4
Fuente: Federal Energy Regulatory Commission Bulletin Board Service (FERC BBS).
Página | 6
La Evaluación Directa de corrosión tiene el propósito de: ·
Identificar todos aquellos lugares con procesos de corrosión.
·
Verificar si amerita la reparación.
·
Garantizar la integridad del gasoducto durante el incremento de presión.
Dentro de La Evaluación Directa de corrosión se tiene tres opciones, que son procesos de mejora continua a través de sus aplicaciones, con las que se puede identificar y ubicar lugares en los cuales ha ocurrido, está ocurriendo, o podrían ocurrir procesos de corrosión: 1) ICDA (Internal Corrosion Direct Assessment) Evaluación Directa de Corrosion Interna. 2) ECDA (External Corrosion Direct Assessment) Evaluación Directa de Corrosion Externa de los ductos enterrados. 3) SCCDA (Stress Corrosion Cracking Direct Assessment) Evaluación Directa de Corrosion por Fisuras debido a Esfuerzos. Para realizar estas evaluaciones, cada metodología debe seguir 4 pasos: 1. Evaluación Previa, donde se colectan datos históricos y actuales para determinar si es factible la metodología a usar, se definen regiones, y se seleccionan herramientas indirectas de inspección, así como la identificación de las diferentes técnicas que pueden ser utilizadas durante la inspección tales como: CIS (Close Interval Survey) o Paso a paso, y DCVG (Direct Current Voltage Gradient) o Gradiente de Voltaje de Corriente Continua. 2. Inspección Indirecta, el objetivo es utilizar los resultados de la evaluación previa para predecir los lugares más susceptibles donde la corrosión interna o externa puede estar presente.
Página | 7
3. Exámenes Directos, incluye análisis de los datos de inspección indirecta para seleccionar sitios donde se realizaran excavaciones y evaluaciones de la superficie de la tubería. Estos datos se combinan para determinar y evaluar el impacto de la corrosión en la tubería. 4. Evaluación Posterior, cubre el análisis de los datos colectados en los 3 procedimientos anteriores para evaluar la efectividad del proceso de Evaluación Directa y determinar los intervalos para re-evaluaciones. 3 Los gasoductos tienes muchas limitaciones mecánicas, por tal motivo las herramientas de la Inspección en Línea I.L.I. (In Line Inspection) no pueden acceder a algunas áreas más susceptibles a la corrosión interna. Otras técnicas de inspección, como la radiografía y la transmisión ultrasónica, las que miden el espesor de la pared desde el exterior de la tubería, pero requieren de excavaciones del gasoducto enterrado. Incluso entonces, solo una pequeña parte del gasoducto puede ser inspeccionado. Por tales motivos la Evaluación Directa es la mejor opción en cuanto a evaluar la integridad de los gasoductos.
1.2.
ANTECEDENTES. Los incidentes de ductos de Prudhoe Bay en Alaska y más cercanos a
nosotros en la época de la capitalización nos recuerdan a diario que el concepto de integridad es vital para el buen funcionamiento de una empresa subsidiaria, que debe trabajar a diario en una de las geografías más ricas pero a la vez más difíciles. YPFB Transportes S.A. en el año 2009 implemento la metodología de Evaluación Directa de la Corrosión, por las dificultades de utilizar las metodologías convencionales de la inspección instrumentada o la prueba hidrostática, en el gasoducto Sucre-Potosí GSP. Teniendo los siguientes resultados: 3
YPFB Transporte S.A. Revista trimestral Septiembre 2010
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1) Se identificaron 3 puntos bajos críticos de la tubería de 6” donde el producto transportado pierde capacidad de arrastre, lo que posibilitaría la separación y acumulación de agua (el ángulo de inclinación de la tubería es mayor que el ángulo de inclinación critico calculado). No se identificaron puntos críticos en la tubería de 4”
2) Se tomaron valores del espesor de tubería alrededor de los puntos críticos identificados: la medición de espesores mostro que no se tiene perdida del metal mayor al 3%, tanto en la parte inferior como en la parte superior de la tubería, lo que indica que no existe perdida de metal que comprometa la integridad del ducto. Para realizar cálculos de integridad según la norma ASME B31G (Manual for Determining the Reamaining Strength of Corroded Pipelines), debe existir una pérdida de metal mayor al 10%.
Según la norma ASME B31G (Manual for Determining the Reamaining Strength of Corroded Pipelines) la profundidad de una picadura de corrosión puede ser expresado como un porcentaje del espesor nominal de la pared de la tubería, utilizando la siguiente ecuación:
Donde:
Ecuación 1.1
Profundidad máxima de la zona corroída [in] Espesor nominal de la pared de la tubería [in]
De acuerdo a la Figura 1.5:
Página | 9
Figura 1.4. Resultados de la Evaluación Directa de Corrosion Interna (ICDA) – GSP.
P á g i n a
|
1 0
Fuente: YPFB Transporte S.A. Revista trimestral Septiembre 2010.
Figura 1.5. Parámetros utilizados en el análisis de la corrosión.
Fuente: ASME B31G. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines.
Para un área corroída, que tiene una profundidad máxima de más de 10% pero inferior al 80% del espesor nominal de la pared de la tubería, esta no debe extenderse a lo largo del eje longitudinal de la tubería, para una distancia mayor que la calculada a partir de la ecuación:
Donde:
Ecuación 1.2
Máxima extensión longitudinal permisible de la superficie corroída [plg], puede determinarse a partir de las tablas 4.
D = Diámetro exterior nominal de la tubería [plg]
, excepto que B no podrá ser superior a 4. Si la profundidad de la corrosión es entre 10% y 17,5%, utilice B = 4. 5
4
ASME B31G. Manual for Determining the Reamaining Strength of Corroded Pipelines
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Para la determinación del ángulo critico, el modelo NACE SP 0206- 2006 “Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carrying Normally Dry Natural Gas”, define el ángulo critico (• critico):
Donde:
Ecuación 1.3
= Angulo critico sobre el cual el líquido no es transportado por el flujo de gas. = Densidad del líquido. = Densidad del gas. = Aceleración de la gravedad. = Diámetro interior del ducto. = Velocidad superficial del gas.
Se debe considerar el factor de compresibilidad Z en los cálculos de los parámetros que corresponda. La densidad del gas se calcula como:
Donde:
Ecuación 1.4
= Densidad del gas = Presión absoluta del flujo de gas (MPa) = Peso molecular del gas (si se asume 100%, metano MW = 16 g/g-mol) = Factor de compresibilidad = Constante universal del gas [8,314 Pa-m /g = 3
mol/"K]
Temperatura del flujo de gas ["K]
5
ASME B31G-1991 (The American Society of Mechanical Engineers). “Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines.
Página | 12
La velocidad superficial del gas es:
Ecuación 1.5
Una vez calculado los ángulos críticos para las distintas condiciones operacionales, estos se deben comparar con los distintos ángulos de inclinación del ducto (•i):
Ecuación 1.6
Para todos aquellos casos en que • i •critico, se tiene un posible punto de acumulación de liquido 6.
1.3.
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.
1.3.1. IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA. El Gasoducto al Altiplano “GAA”, inicia en la planta de tratamiento de Rio Grande ubicado en Santa Cruz, y finaliza en Senkata ubicado en la ciudad de El Alto del departamento de La Paz, pasando gran parte por el departamento de Cochabamba y Oruro, comprende una longitud total de 799 km. El Gasoducto al Altiplano comprende lugares que son considerados no inspeccionables, debido a que muestran una variedad de características físicas, tales como secciones enterradas y en superficie pendientes muy pronunciadas, variación en el tipo de revestimiento y en los niveles de corriente impresa (Protección Catódica), y en el caso de secciones enterradas, variaciones en el acceso al ducto por el derecho de vía. Debido a todas estas restricciones no se pueden utilizar las metodologías convencionales como la inspección instrumentada, para el respectivo mantenimiento integral del gasoducto, específicamente para el control de la corrosión. 6
NACE SP0206-2006. Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carrying Normally Dry Natural Gas (ICDA)
Página | 13
La corrosión consiste en la destrucción o deterioro de un material que reacciona con el medio ambiente. La corrosión de un metal es proceso electroquímico debido al flujo de electrones que se intercambian entre los diferentes componentes del sistema. La corrosión es la principal causa de falla alrededor del mundo. Cuando un gasoducto falla ocasiona grandes impactos en términos de pérdida de producción, daños a la propiedad, contaminación y riesgos a vidas humanas. Además de los costos muy altos asociados para el mantenimiento correctivo, preventivo y predictivo de estructuras atacadas por corrosión. Existen además otros costos indirectos como son: ·
Sobre-diseño de equipos para prevenir la corrosión.
·
Mantenimiento preventivo, entre ellos revestimientos.
·
Paro de equipos.
·
Contaminación del producto.
·
Perdida de eficiencia en equipos.
·
Daños a equipos adyacentes a aquel que fallo por corrosión.
Por tal motivo, la metodología más conveniente para el mantenimiento integral de los gasoductos es la “Evaluación Directa de la Corrosion (DA – Direct
Assessment).
1.3.2. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA. Uno de los desafíos para tener en cuenta a la hora de elaborar un plan de integridad consiste en administrar eficientemente los recursos tecno-económicos disponibles. Para ello, resulta necesario identificar las posibles amenazas de integridad que pueden afectar a los gasoductos. Una muy buena clasificación, aceptada a nivel mundial, es la que indica las normas ASME B31.4 7, ASME B31.88 y
7
8
ASME B31.4-2006 Pipeline Transportation Systems for Liquid H ydrocarbons and Other Liquids. ASME B31.8-1999 Gas Transmission and Distribution Piping Systems.
Página | 14
AMSE B31G9. Asimismo, es importante identificar zonas prioritarias desde el punto de vista del avance de los fenómenos de corrosión interna y externa, atento a ser una de las principales amenazas en los sistemas de ductos para el transporte de hidrocarburos La incertidumbre que se tiene acerca de la corrosión interna en ductos expuestos, así como, la corrosión externa en ductos enterrados, es un factor determinante al momento de evaluar la integridad de los mismos, influyendo en los gastos necesarios para las excavaciones y reparaciones de los defectos ocasionados por la corrosión.
1.4.
OBJETIVOS Y ACCIONES.
1.4.1. OBJETIVO GENERAL. ·
La Evaluación Directa de Corrosion tiene por objetivo aplicar las cuatro etapas de la metodología: Evaluación previa, Inspección indirecta, Exámenes directos y Evaluación posterior; para
el fenómeno de
Corrosion Interina en Gasoductos, aplicado a un determinado tramo de gasoducto. ·
Esta metodología identifica y ubica lugares en los cuales ha ocurrido, está ocurriendo, o podrían ocurrir procesos de corrosión interna o externa en el gasoducto; de tal modo que al ser identificados y previamente analizados, se disminuye los costos en cuanto al mantenimiento integral del gasoducto en estudio.
9
ASME B31G-1991 Manual for Determining the Rem aining Strength of Corroded Pipelines.
Página | 15
Figura 1.6. Ubicación del Gasoducto al Altiplano. “GAA”
P á g i n a
|
1 6
Fuente: www.ypfbtrasportes.com
1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS Y ACCIONES. Tabla 1.1 Objetivos específicos y acciones.
OBJETIVOS ESPECIFICOS
ACCIONES Pre-evaluación: -
Recopilación de datos
-
Factibilidad de uso del ICDA
-
Identificaciones de Regiones ICDA
Inspección Indirecta:
Evaluar la corrosión interna del Gasoducto al Altiplano (GAA). ICDA (Internal Corrosion. Direct Assessment Evaluación Directa de Corrosion Interna)
-
Determinación del ángulo critico
-
Determinación de los ángulos del ducto
-
Identificación ubicaciones ICDA
Identificación ubicaciones de excavación e Inspección Directa: -
Selección y priorización de ubicaciones para excavación.
-
Inspección indirecta.
-
Respuesta.
Post-evaluación y monitoreo: -
Evaluación de la efectividad del método.
-
Re-evaluación y monitoreo continuo.
Fuente. Elaboración propia.
1.5.
JUSTIFICACIÓN.
1.5.1. JUSTIFICACIÓN TÉCNICA. En la actualidad existe una gran red de ductos terrestres para la recolección y el transporte de hidrocarburos distribuidos a lo largo de todo el país. La seguridad en la operación de estos sistemas es de vital importancia, por lo que, el ducto debe ser inspeccionado, se debe evaluar la integridad y dar respuesta a esta evaluación, utilizando métodos aceptados por la industria petrolera de tal manera que se Página | 17
garantice la integridad mecánica del ducto durante toda la vida útil para el sistema de transporte de hidrocarburos. Es vital contar con la información adecuada y confiable para que se asignen eficientemente los recursos para el desarrollo de programas efectivos para la jerarquización, prevención, detección y mitigación, que resultarán en el mejoramiento de la seguridad y una reducción en el número de incidentes. Debido a este riesgo y a la importancia económica, que para la industria petrolera tiene la corrosión en gasoductos, siendo en este caso inaccesibles o por las dificultades de utilizar las metodologías convencionales, ha crecido el interés en los estudios de la Evaluación Directa de Corrosion, considerándola a esta metodología la más adecuada para su aplicación.
1.5.2. JUSTIFICACIÓN LEGAL. El marco normativo de toda metodología o procedimiento se encuentra bajo leyes, reglamentos y normas internacionales, las cuales se encuentran sujetas al Reglamento para el Diseño, Construcción, Operación y Abandono de Ductos en Bolivia (Secretaria Nacional de Energia – La Paz Julio de 1997). Título VIII, Capítulos I – VI, así como también a las normas ASME B31G (Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines, ASME B31.4 (Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids), ASME B31.8 (Gas Transmission and Distribution Piping Systems), GRI 02-0057 (Internal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines Methodology), NACE SP0206-2006 (Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carrying Cry Natural Gas DG-ICDA) y NACE SP0502-2002 (Pipeline External Corrosion Direct Assessment Methodology) . Adicionalmente a la información y procedimientos referidos en las normas ASME y NACE anteriormente mencionadas, con referencia a la operación y mantenimiento, se deberá contar con la siguiente información:
Página | 18
a. Información sobre materiales y equipos. b. Procedimientos para la operación de las estaciones, control y sistemas de obtención de datos, instrumentos y alarmas, y precauciones de seguridad con relación a estas operaciones. c. Descripción de las características hidráulicas del ducto. d. Presión máxima de operación (MOP) del ducto. e. Descripción del sistema de control de presión instalada en el ductos. f. Descripción de las instalaciones de comunicación y su operación. g. El equipo y procedimientos para prevención y protección contra accidentes. h. Descripción de los sistemas de monitoreo y prevención de corrosión interna y externa. i. Procedimiento de mantenimiento del ducto y de los pasos de servidumbre (derecho de vía) del ducto. j. Programas de vigilancia para la protección del ducto y del medio ambiente. k. Ubicación del ducto y una descripción de los accesos al mismo. l. Procedimiento en casos de emergencia. m. Descripción de las características físicas del fluido a transportarse por el ducto. El análisis del inciso “h” es el que se pondrá en evaluación y control, haciendo
uso de las diferentes metodologías ya expuestas, basada en los reglamentos y en las normas vigentes.
1.5.3. JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA. La corrosión externa e interna en ductos de hidrocarburos es un problema casi inevitable, por tal motivo los costos asociados para el mantenimiento correctivo, preventivo y predictivo de dichas estructuras son muy elevados; dichos costos solo incluyen aquellos asociados con el reemplazo de equipos y la mano de obra asociada. Existen además otros costos indirectos, tales como: Página | 19
·
Sobre-diseño de equipos para prevenir la corrosión
·
Mantenimiento preventivo, entre ellos revestimientos.
·
Contaminación del producto.
·
Perdida de eficiencia de equipos.
·
Daño a equipos adyacentes a aquel que fallo por corrosión.
·
Prevención de daños al medio ambiente
El presente proyecto además de realizar estudios eficientes para el mantenimiento de los ductos, se caracteriza por eliminar costos innecesarios, como el exponer un ducto enterrado para realizar las mediciones físicas, obteniendo resultados negativos a los estudios realizados.
1.6.
ALCANCE.
1.6.1. ALCANCE TEMÁTICO. Este proyecto expone básicamente el mantenimiento a gasoductos, los cuales se distribuyen por el territorio Boliviano con puntos de alta sensibilidad ante las eventuales fallas en la integridad mecánica del ducto, específicamente fallas por la corrosión, con el consecuente impacto ambiental, social y económico. El programa de supervisión y evaluación de la integridad de los ductos, incluirá además actividades previas tales como limpieza química, calibración geométrica del ducto, empleando equipos multicanal para este objetivo, determinación de trazo y perfil de trayectoria del ducto empleando equipos instrumentados GPS, ubicándolas con coordenadas geográficas con un Sistema Global de Posicionamiento, para la rehabilitación inmediata de todas aquellas que representen riesgo, basado en un estudio de integridad mecánica.
1.6.2. ALCANCE GEOGRÁFICO. El transporte de hidrocarburos en Bolivia se la realiza a través de una geografía diversa y accidentada; abarcando siete departamentos del país, pasando por más de 90 municipios y 783 comunidades, hasta llegar al mercado interno y al Página | 20
de exportación en Brasil, Argentina y Chile. Con un total de más de 6000km de ductos, entre gasoductos y oleoductos. Como se muestra en la Figura 1.7. La red de transporte de gasoductos, se divide en dos sistemas: Norte y Sur. El sistema Norte conecta las ciudades de La Paz, Oruro, Cochabamba y Santa Cruz, con una longitud total de 1270km. Este sistema tiene una capacidad de transporte de 6 millones de metros cúbicos al día (MMmcd). El sistema Sur atiende las ciudades de Sucre, Potosí y Tarija con una longitud total aproximada de 1700km. El tramos más importante de ese sistema nace en Yacuiba, ducto de 36 pulgadas de diámetro, 440km de longitud hasta Rio Grande (Santa Cruz), cabecera del gasoducto Bolivia – Brasil. La capacidad de transporte del Sistema Sur es de 7,2 MMmcd. Figura 1.7. Red de gasoductos de Bolivia.
Fuente: YPFB Transporte S.A. Revista trimestral Septiembre 2010.
Página | 21
El Gasoducto al Altiplano “GAA”, se encuentra ubicado en los departamentos de Santa Cruz, Cochabamba, Oruro y La Paz, con una longitud total de 799 km. Figura 1.8. Gasoducto al Altiplano (GAA).
Fuente: YPFB Transporte S.A. Revista trimestral Septiembre 2010.
Página | 22
CAPITULO II INTRODUCCION Y ANTECEDENTES DEL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS EN BOLIVIA El transporte de hidrocarburos es una parte fundamental dentro de las actividades económicas del país, desarrollando distintos agentes económicos. Siendo una actividad de servicio público y utilidad pública, constituyéndose un eslabón fundamental en la cadena de comercialización de los hidrocarburos; por consiguiente, dada su importancia y necesidad debe ser prestado de manera regular y continúa, así como también, es una actividad regulada, lo cual implica que el Ente Regulador fiscaliza, controla y en su caso aprueba, todas las actividades del transportador. El sistema de transporte por ductos en Bolivia, es administrado por la empresa nacionalizada YPFB Transportes, Gas Trans Boliviano y la empresa Transierra, siendo ellas las que mayor participación tienen en el transporte de hidrocarburos.
2.1.
IMPORTANCIA DEL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS. En general, el transporte de hidrocarburos es el vínculo más importante entre
las operaciones de explotación y procesos de hidrocarburos; para luego llegar a los consumidores. Siendo la base en las actividades de explotación, porque permite llevar los productos de los pozos a las estaciones de recolección y separación. En Bolivia, YPFB Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, es la empresa encargada de desarrollar toda la cadena productiva de la industria petrolera, desde la exploración, perforación, producción, transporte, refinación y la comercialización de hidrocarburos. En esta cadena productiva, uno de los elementos que juegan un papel indispensable y estratégico es el transporte de los diferentes productos, ya sea el
Página | 23
petróleo crudo o gas extraídos de los pozos o sus productos derivados, obtenidos en las diferentes refinerías y centros procesadores. Teniendo en cuenta todas estas variables, es imprescindible contar con una red de transporte distribuida a lo largo y ancho de nuestro territorio, pasando por terrenos desérticos, accidentados y pendientes muy pronunciadas, así como por poblaciones y ciudades, esto con el objetivo de satisfacer de manera oportuna el abastecimiento interno y de exportación de hidrocarburos. Esta red de transporte está constituida por ductos terrestres, siendo el método más barato, seguro y eficiente, pero que requiere de mantenimiento de la infraestructura involucrada para que cumpla al cien por ciento su finalidad. Por su complejidad e importancia, el transporte ha sido apoyado por el sector privado, esta participación incluye el mantenimiento de la infraestructura involucrada en la distribución de hidrocarburos. Esta puede ser realizada por el gobierno y el sector privado, en ambos casos existen ventajas y desventajas. Una de las ventajas de que el sector privado realice estas actividades es la aplicación de tecnologías de punta para garantizar la integridad de los ductos y la desventaja es la dependencia que se crea con dicha empresa privada. Asociado a esta necesidad de distribución de hidrocarburos se encuentra la problemática social. La presencia de las redes de ductos en una comunidad representa la preocupación de la comunidad por el riesgo de catástrofes causadas por el deterioro de los ductos o por ductos clandestinos, que lamentablemente son muy comunes en regiones donde es difícil el acceso para garantizar la integridad de las líneas. La construcción de un ducto supone una gran obra de ingeniería y por ello, en muchos casos, es realizada conjuntamente por varias empresas. También
Página | 24
requiere de estudios económicos, técnicos y financieros con el fin de garantizar su operatividad y el menor impacto posible en el medio ambiente.
2.2.
TIPOS DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS. Los fluidos producidos en campos con facilidades y/o plantas de tratamiento,
deben ser transportados hasta refinerías, plantas petroquímicas o mercados de consumo, a través de redes de oleoductos y gasoductos. El transporte de los productos del petróleo puede dividirse en dos etapas generales; la primera trata del transporte del crudo desde los yacimientos a la refinería, y la segunda, desde la refinería a los centros de distribución. 10 ·
Petróleo: aunque todos los medios de transporte son buenos para conducir este producto (el mar, la carretera, el ferrocarril o ductos), el petróleo crudo utiliza mundialmente sobre todo dos medios de transporte masivo: los oleoductos de caudal continuo y los buques petroleros de gran capacidad. En Bolivia se emplean los oleoductos y los camiones cisternas.
·
Gas Licuado de Petróleo: en nuestro país es transportado en poliductos y en camiones cisternas especiales que resisten altas presiones.
·
Gas Natural: es transportado por gasoductos.
Un ducto es una tubería para el transporte de crudo o gas natural entre dos puntos, ya sea tierra adentro o tierra afuera. Los ductos también pueden clasificarse de acuerdo al producto que transportan: El oleoducto es un conducto de grandes dimensiones, provisto de estaciones de bombas situadas de trecho en trecho, que sirve para transportar el petróleo crudo desde los campos petrolíferos hasta las refinerías. Así como también, un oleoducto transporta, condensado, crudo reconstituido, gasolina y GLP.
10
The Institute of Petroleum. Londres. 1963
Página | 25
Un gasoducto es una tubería de gran diámetro que sirve para transportar el gas natural, desde el sitio donde se extrae o produce hasta los centros de distribución, de utilización o de transformación. El poliducto, transporta productos refinados de petróleo y GLP. En Bolivia existe una red total de 6253 kilómetros de ductos, con un 51% de gasoductos, 31% de oleoductos y 18% de poliductos. Figura 2.1. Ductos en Bolivia
Ductos 18% 51% 31%
Gasoducto
Oleoducto
Poliducto
Fuente: Elaboración propia11.
2.3.
TRANSPORTE DE GAS NATURAL POR GASODUCTOS EN BOLIVIA El volumen de gas natural transportado durante la gestión 2012, en promedio
fue de 46,18 MMmcd, de los cuales 30,37 MMmcd corresponden al mercado de exportación al Brasil, 8,35 MMmcd al mercado de Argentina y 7,46 MMmcd entregados al mercado interno para generación eléctrica y los diferentes sectores de 11
Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Producción, Transporte, Refinación, Almacenaje y Comercialización de Hidrocarburos. Anuario Estadístico Gestión 2012
Página | 26
consumo que componen los departamentos que están conectados al sistema de gasoductos en City Gate. Figura 2.2. Red de gasoductos de Bolivia
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Boletin Estadístico 2012
El volumen promedio transportado durante la gestión 2012, indica que el mercado con mayor participación es Brasil concentrando el 60% de volumen transportado, seguido de Argentina con el 22%. Dentro el mercado interno, el departamento con mayor volumen transportado de gas natural es Santa Cruz con el 36% del total nacional del mercado interno, seguido de Cochabamba y La Paz con Página | 27
29% y 17%, respectivamente, los departamentos de Sucre, Tarija, Oruro y Potosí representan el 2% y 6% del total nacional. Tabla 2.1. Volumen promedio transportado y entregado de Gas Natural (en MMmcd) EXPORTACION
MERCADO INTERNO
BRASIL
ARGENTINA
Cbba.
Or.
LP.
Suc.
Pot.
Tar.
2010
26,85
4,84
1,38
0,13
0,82
0,35
0,13
0,31
2011
26,48
7,45
1,36
0,14
0,96
0,38
0,13
2012
25,87
9,32
1,25
0,13
0,97
0,40
0,15
Sta
PROMEDIO TRANSPORTADO
Otros
TOTAL
2,19
1,43
6,75
38,33
0,33
2,44
2,01
7,34
41,68
0,32
2,27
2,05
7,72
42,76
Cruz.
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Boletin Estadístico12 Figura 2.3. Volumen Promedio Transportado Gestión 2012 0.40%
5%
3%
1%
2%
0.30%
Brasil
1%
Argentina
5%
Santa Cruz Cochabamba 22%
60%
La Paz Oruro Sucre Potosí Tarija Otros
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Boletin Estadístico 2012
2.3.1. BALANCE DE GAS NATURAL. Durante la gestión 2012, los volúmenes de Gas Natural entregados a ducto en promedio fueron mayores en 13,92% a los volúmenes entregados en 2011. Los volúmenes de gas destinado para uso de combustible y de gas convertido a líquido 12
Valores actualizados en febrero 2013
Página | 28
se incrementaron en 10,37% y 8,95%, respectivamente en relación a 2011. Asimismo, el volumen promedio de Gas Natural destinado a la quema disminuyó en 40,02% y el volumen destinado al venteo se incrementó en 14,65% mientras que la inyección de Gas Natural fue nula. Tabla 2.2 Destino de la producción total de Gas Natural (MMmcd) 2012 DESTINO
ENTREGADO A DUCTO
COMBUSTIBLE
CONVERTIDO A LIQUIDO
INYECCION
QUEMA
VENTEO
TOTAL
2011
2012
2011
2012
2011
2012
2011
2012
2011
2012
2011
2012
2011
2012
ENE
37,18
38,67
0,76
0,82
0,45
0,49
-
-
0,42
0,21
0,32
0,40
39,14
44,59
FEB
44,20
45,80
0,79
0,85
0,49
0,53
0,01
-
0,15
0,16
0,36
0,45
46,01
47,79
MAR
42,50
47,49
0,80
0,85
0,49
0,55
0,05
-
0,14
0,11
0,37
0,44
44,34
49,43
ABR
38,11
44,21
0,77
0,84
0,46
0,51
0,01
-
0,16
0,13
0,33
0,44
39,84
46,13
MAY
40,24
50,32
0,79
0,92
0,47
0,53
-
-
0,11
0,20
0,37
0,46
41,98
52,42
JUN
45,93
47,88
0,82
0,88
0,50
0,53
-
-
0,14
0,11
0,39
0,43
47,79
49,83
JUL
45,90
45,68
0,83
0,85
0,49
0,52
-
-
0,43
0,16
0,39
0,39
48,04
47,60
AGO
45,79
47,09
0,83
0,86
0,50
0,52
-
-
0,17
0,43
0,40
0,40
47,69
49,30
SEP
45,49
55,48
0,81
0,95
0,51
0,58
-
-
0,39
0,12
0,46
0,46
47,60
57,59
OCT
44,89
55,25
0,83
0,96
0,53
0,57
-
-
0,86
0,39
0,47
0,47
47,52
57,63
NOV
44,68
56,08
0,82
0,94
0,52
0,57
-
-
0,59
0,15
0,46
0,46
47,04
58,19
DIC
41,81
54,71
0,82
0,95
0,50
0,57
-
-
0,29
0,15
0,45
0,45
43,83
56,83
PROM
43,06
49,05
0,81
0,89
0,49
0,54
0,01
-
0,32
0,19
0,44
0,44
45,07
51,11
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Y.P.F.B. Boletin Estadístico Gestión 2012.
En la gestión 2012, el 95,97% de la producción total de Gas Natural fue entregado a ducto con destino al mercado interno y externo para cubrir la demanda de los sectores eléctricos, industrial, residencial, comercial y transporte, así como la demanda de los mercados de Brasil y Argentina.
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El 1,74% de la producción fue destinado al uso como combustible en las instalaciones de los campos de producción y no se registraron inyecciones en los pozos. Asimismo, los componentes licuables (GLP y gasolina natural) presentes en el Gas Natural y separados en las plantas, representaron el 1,05% de la producción total. El 0,38% de la producción fue destinado a la quema y el 0,86% al venteo, ambas operaciones como consecuencia, principalmente, de pruebas de producción, intervención, terminación de pozos y por razones de seguridad en el funcionamiento de las instalaciones de los campos de producción. Figura 2.4. Balance de Gas Natural.
BALANCE DE GAS NATURAL
1.74% 1.05% 0.00%
95.97%
0.38% 0.86%
ENTREGA A DUCTO 95.97% CONVERTIDO A LIQUIDO1.05% QUEMA 0.38%
COMBUSTIBLE 1.74% INYECCION 0.00% VENTEO 0.86%
Fuente: YPFB Boletin Estadístico Gestión 2012
2.4.
TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS POR POLIDUCTOS EN BOLIVIA. El sistema de poliductos en el país contempla 6 ductos que conectan
diferentes departamentos en la parte sur y centro del país, los mismos alcanzan una longitud de 1.512 kilómetros y transportan los principales productos refinados de Página | 30
petróleo como ser: Gasolina Especial, Gasolina Premium, Diesel Oil, GLP, Jet Fuel y Kerosene. Figura 2.5. Red de poliductos en Bolivia.
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energia. Producción, transporte, refinación, almacenaje y comercialización de Hidrocarburos. Anuario Estadístico Gestión 2012.
El volumen promedio transportado de productos refinados del petróleo, a través del sistema de poliductos en el país, en la gestión 2012 fue de 3.434 metros cúbicos día, utilizando el 70% de la capacidad instalada a nivel nacional, de acuerdo al siguiente detalle.
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El poliducto OCOLP, es el que tiene mayor capacidad instalada a nivel nacional con capacidad para transportar 1.908 metros cúbicos día. En 2012 éste poliducto transportó en mayor cantidad: gasolina especial, GLP y diesel oil con promedios transportados de 715, 515 y 101 mcd respectivamente; los productos jet fuel y kerosene con 98 y 21 mcd. Tabla 2.3. Volumen promedio transportado y entregado por Poliductos, por ducto (en mcd).
TRAMO
DUCTO
RECEPCION
ENTREGA
OCOLP
Ref. G. Villarroel – Cochabamba
Oruro El Alto – La Paz
PCPV
Ref. G. Villarroel
PCSZ-1
Cap. Nom. (bpd)
Cap. CAPACIDAD Nom. ENTREGA (mcd) (m3/día) 344
%
12000
1908
Pto. Villarroel
2000
318
237
74%
Ref. G. Elderbel – Santa Cruz
Camiri
4000
636
537
85%
PCS
Camiri
Ref. C.M. – Sucre
5000
795
461
58%
PSP
Ref. C. M. – Sucre
Potosí
3000
477
200
42%
PVT
Villamontes
Tarija
15000
238
253
27500
4372
3522
1489
96%
106 % 77%
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energia. Producción, transporte, refinación, almacenaje y comercialización de Hidrocarburos. Anuario Estadístico Gestión 2012.
El Poliducto PCS es el segundo en la escala de mayor capacidad de transporte, con 795 mcd. Durante el 2012, dicho poliducto transportó en mayor proporción Gasolina Especial, GLP y Diesel Oil con 195, 140 y 100 respectivamente. El poliducto PCSZ-1 transportó Gasolina Especial, Diesel Oil y Jet Fuel en una cantidad de 330, 143 y 28 mcd respectivamente. Los poliductos PSP, PCPV y PVT transportan los productos refinados acorde al requerimiento de los departamentos conectados a los mismos y en cantidades acordes a la capacidad de cada uno de estos.
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2.5.
TRANSPORTE DE PETRÓLEO CRUDO POR OLEODUCTOS. Los oleoductos en el sistema de transporte son aquellos ductos que
transportan petróleo crudo, condensado, gasolina, crudo reconstituido y gas licuado de petróleo; productos intermedios de exportación. Figura 2.6. Red de oleoductos en Bolivia.
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energia. Producción, transporte, refinación, almacenaje y comercialización de Hidrocarburos. Anuario Estadístico Gestión 2012.
En el país el sistema de oleoductos en Bolivia contempla 13 ductos que conectan diferentes departamentos en la parte sur y centro del país, de los cuales los detallados a continuación están siendo utilizados en casi el 100% de su capacidad instalada: Camiri - Yacuiba “OCY 1”, Camiri Villamontes “OCY 2”, Chorety - Santa Cruz “OCSZ 2” y Santa Cruz - Cochabamba “OSSA 1”.
Página | 33
2.6.
CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DE LOS GASODUCTOS. Un gasoducto es un sistema de tuberías con diferentes componentes tales
como válvulas, bridas, accesorios, dispositivos de seguridad o alivio, etc., por medio del cual se transporta el Gas natural. Estos gasoductos pueden ser enterrados, aéreos, sumergidos, de recolección, o de transporte. Los gasoductos pueden encontrarse como líneas enterradas o líneas aéreas, dependiendo de las características del terreno, y del tipo de población de la región. Normalmente, en un lugar de gran densidad de población no se pueden tender ductos sobre la superficie del terreno, ya que llegan a obstruir el paso y atentan contra la seguridad de las personas. En los terrenos rocosos vale la pena considerar tender la línea superficialmente. Para el terreno donde se alojan los gasoductos se ocupa un concepto de suma importancia, denominado derecho de vía, este concepto describe el área requerida para la construcción, operación, mantenimiento e inspección de los sistemas para el transporte y distribución de los Hidrocarburos. El derecho de vía constituye un problema por el crecimiento de la mancha urbana y por la falta de legislación adecuada, que en algunas ocasiones no permiten realizar trabajos necesarios de mantenimiento a los ductos. Es necesario garantizar que los particulares no impidan el acceso a las instalaciones, para garantizar la integridad de este sistema de transporte. Las líneas enterradas trabajan en condiciones más estables de temperatura, a comparación con las líneas aéreas, pero están expuestas al ataque corrosivo del suelo, sin embargo, se contrarresta este efecto con procesos de recubrimiento y con técnicas de control de corrosión. En el diseño de los gasoductos se evalúan las condiciones que puedan causar esfuerzos mayores a los permisibles y que puedan causar fallas al sistema. Todo ello para garantizar el mejor funcionamiento y minimizar probabilidad de siniestros.
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Los costos de instalaciones de polines, anclajes, guías, etc., de las líneas superficiales se compensan frente al ahorro de excavaciones, recubrimiento y protección catódica de las líneas enterradas.
2.6.1. ELEMENTOS QUE CONFORMAN UN GASODUCTO. ·
La tubería misma.
·
Los caminos de acceso o mantenimiento.
·
Las estaciones de recepción, de despacho, de control y las estaciones de compresión o bombeo. Debido a la fricción interna y los cambios de elevación a lo largo de la línea,
·
se requieren estaciones de refuerzo a intervalos regulares (por ejemplo, aproximadamente cada 70km en los gasoductos, se instalan las estaciones de compresión a intervalos apropiados a lo largo de las líneas de transmisión de gas para mantener la presión.
2.6.2. TIPOS DE REDES Y TUBERÍAS DE GAS. Existen dos tipos de redes y tuberías de Gas: Sistema de recolección y transmisión.
2.6.2.1.
Sistema de recolección.
Es uno o más segmentos de gasoducto, usualmente interconectados para conformar una red, que transporta gas desde una o más instalaciones de producción a la salida de una planta de procesamiento de gas. El gas es transportado desde los pozos hasta una estación de flujo. El número de estaciones de flujo en el campo depende de la extensión geográfica del mismo, ya que la distancia entre los pozos y sus correspondientes estaciones deben permitir que el flujo se efectúe por la propia presión que muestran los pozos. Además estos sistemas consisten de varias líneas quizás interconectadas de diámetros pequeños de 4 a 8 pulgadas y presiones en el rango de 0 a 500 psia. Página | 35
2.6.2.2.
Sistema de transmisión.
Es uno o más segmentos del gasoducto, usualmente interconectados para conformar una red, que transportan gas de un sistema de recolección, desde la salida de una planta de procesamiento, o un campo de almacenamiento, hacia un sistema de distribución de alta o baja presión, un cliente que compra un gran volumen, u otro campo de almacenamiento. Se usan para transportar el gas natural, desde la estación de compresión hasta la estación de distribución para su comercialización o procesamiento. Requieren el uso de acero como material de construcción, ya que las tuberías son de grandes diámetros (12 a 48 pulgadas) y presiones típicas entre 700 y 1200 psia.
2.6.3. CRITERIOS OPERATIVOS Y DE DISEÑO. Los gasoductos, deberán ser diseñados para resistir los siguientes posibles modos de falla, según resulta apropiado: ·
Fluencia excesiva. ·
Pérdida de estabilidad en sitio.
·
Fractura en propagación.
Pandeo.
·
·
Falla por fatiga.
Corrosión.
· ·
Fractura dúctil.
Colapso.
· ·
Fractura frágil.
2.6.4.
FACTORES QUE INFLUYEN EN EL TRANSPORTE DE GAS NATURAL POR GASODUCTOS. Para transportar Gas Natural, es necesario que se tomen en cuenta varios
factores que influyen en forma directa en el mismo, entre los más importantes se tienen:
2.6.4.1.
Presión y Temperatura.
Esta afecta de manera proporcional a la viscosidad del fluido, puesto que al incrementar la temperatura a una presión menor a 2000psia, la viscosidad
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aumentará, debido a que las moléculas tienden a unirse y por ende el gas opondrá más resistencia a fluir de manera eficaz por el gasoducto. De forma contraria, si la temperatura aumenta a una presión mayor a 2000psia, la viscosidad disminuirá. Por tal motivo, se deben controlar estos parámetros, además de también controlar factores como: la velocidad de fluido, número de Reynolds, factor de fricción, diámetro y espesor de la tubería, entre otros. Además, se debe considerar que si hay un incremento exagerado de presión, hay muchas probabilidades de que el espesor de la tubería no está diseñado para soportar tal presión y por consiguiente, la velocidad del fluido cambiará, afectando de igual manera el tipo de fluido (número de Reynolds), el cual va a tender a producir líquidos, estallidos en la tubería y en casos más graves pérdidas por cierre de la tubería. Esto, se puede reducir controlando el calibre de la tubería, la clase o tipo de material del mismo, la manufactura, la máxima temperatura de operación, el medio ambiente, etc., todo esto con la finalidad de un mejor manejo del gas al ser transportado por redes y tuberías.
2.6.4.2.
Compresibilidad del gas.
Este factor es muy importante debido a que la mayoría de los gasoductos son de cientos de kilómetros de longitud y para obtener un transporte eficaz, pese a las distancias, se requiere la compresión del gas a presiones elevadas. Esta se puede realizar en tres etapas con la finalidad de lograr las presiones requeridas, tomando en consideración: la presión de entrada, la presión de salida, relación de compresión, la temperatura de entrada y de salida, y muy importante el peso molecular del gas, para así determinar la potencia de compresión.
2.6.5. PROCESOS QUE INFLUYEN EN EL TRANSPORTE DEL GAS NATURAL POR GASODUCTOS. Entre los procesos que influyen en el transporte de gas natural por gasoductos se tienen:
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2.6.5.1.
Formación de hidratos.
Los hidratos son compuestos sólidos que se forman como cristales, tomando apariencia de nieve. Se forman por una reacción entre el gas natural y el agua con una composición de aproximadamente un 10% de hidrocarburos y un 90% de agua. También pueden existir hidratos compuestos por dióxido de carbono, ácido sulfúrico y agua líquida. Su gravedad específica es de 0.98 y flotan en el agua, pero no se hunden en los hidrocarburos. La formación de hidratos en el gas natural ocurrirá si existe agua libre y se enfría el gas por debajo de la temperatura de formación de hidratos, llamada también “de formación de rocío”. En general se
forman a bajas temperaturas, altas presiones y altas velocidades. Estos causan algunos problemas a la industria, entre estos están: congelamiento del gas natural, logrando taponar la tubería y por ende reduciendo el espacio permisible para transportar el gas, no se obtiene el punto de rocío requerido para las ventas de gas equivalente a 7 lbs/MMPCN, corrosión de la tubería y en casos más graves ocasionaría el reemplazo de la tubería y detención de las operaciones de las plantas, entre otros. Es por eso que las industrias tienen que implementar técnicas para deshidratar el gas natural y así evitar la formación de hidratos. También se puede evitar removiendo el agua del gas antes del enfriamiento de los hidrocarburos por debajo de la temperatura a la cual podrían aparecer los problemas, mediante el uso de un inhibidor que se mezcle con el agua que se ha condensado.
2.6.5.2.
Formación de líquidos.
Esto ocurre cuando los componentes más pesados del gas natural alcanzan su punto de rocío y se condensan depositándose en el interior de la tubería. Contienen oxígeno, sulfuro de hidrógeno, sales ácidas y sustancias corrosivas. La formación de estos ocasiona grandes pérdidas de presión, disminución del caudal, reducción de la eficiencia de transmisión; en cuanto a los
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equipos de medición y regulación, puede causar: mediciones inadecuadas, daños de equipos, fugas, vibraciones, etc. Existen métodos para eliminar los líquidos en los gasoductos, el más usado en la industria es el pig o chancho de limpieza.
2.6.5.3.
Deposición de asfáltenos.
Los asfáltenos son hidrocarburos constituyentes del petróleo, de elevado peso molecular, su estructura es amorfa, entre otras cosas. Este fenómeno ocurre cuando se transporta por las tuberías gas asociado con petróleo, aunque pareciera difícil porque antes de transportar el gas, este es sometido por procesos de separación y depuración que lo hacen considerar relativamente limpio, pero este evento se ha presenciado, posiblemente por deficiencia de los equipos de separación y quizás por la formación de espumas en el separador, ya que todos los crudos al ser desgasificados forman espumas, lo cual conlleva a arrastres en las corrientes de gas; ocasionando disminución en la capacidad del sistema, aumento en la frecuencia de limpieza en los gasoductos, atascamientos de las herramientas de limpieza, entre otros.
2.6.6. IMPACTO AMBIENTAL DE LOS GASODUCTOS. El impacto ambiental que producen los gasoductos, se centra en la fase de construcción. Una vez terminada dicha fase, pueden minimizarse todos los impactos asociados a la modificación del terreno, al movimiento de maquinaria, entre otras consideraciones. Queda, únicamente, comprobar la efectividad de las medidas correctivas que se haya debido tomar en función. Los beneficios generados por el Gasoducto sobre los recursos naturales pueden generalizarse en: ·
En algunos casos, se puede considerar que los gasoductos contribuyen a la calidad del medio ambiente porque facilitan la disponibilidad de combustibles más limpios (p.ej., el gas con poco azufre versus el carbón con un alto contenido de azufre) para producir energía y/o para uso industrial. En las áreas costa afuera.
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En general los daños originados por los gasoductos sobre los recursos naturales pueden generalizarse en: ·
Los gasoductos costa afuera y cerca de la orilla afectan los recursos acuáticos marítimos y de los deltas. Los gasoductos en tierra alta pueden afectar los recursos de agua dulce. Dependiendo de la ubicación del derecho de vía, la construcción de un gasoducto, en el cauce mayor de un arroyo, río, o cerca de los arroyos, ríos, lagos puede causar impactos importantes en la calidad del agua debido a la sedimentación y erosión. Además, las funciones de almacenamiento de inundaciones que poseen estos sistemas pueden ser alteradas debido a los cambios en el drenaje del agua y la construcción de instalaciones dentro de estas extensiones de agua.
·
La construcción de gasoductos en el fondo del mar puede impactar en los recursos marítimos y costaneros importantes (por ejemplo: arrecifes de coral, áreas de hierba marina, entre otros), y afectar las actividades de la pesca. Las roturas del gasoducto o derrames casuales de gas en los terminales, afectaría, significativamente, la calidad del agua de los arroyos, ríos, lagos, esteros y otras extensiones de agua a lo largo del derecho de vía del gasoducto. Puede haber contaminación del agua freática debido a estos derrames, dependiendo de su tipo y extensión y las características hidrogeológicas del área.
·
Los gasoductos largos pueden abrir las áreas naturales poco accesibles, como las tierras silvestres, para la actividad humana (agricultura, cacería, recreación,). Dependiendo de la tolerancia de los recursos ecológicos de estas áreas y las características socioculturales de la población, estas actividades pueden tener un impacto adverso.
·
Las roturas y fugas, así como los desechos generados en las estaciones de bombeo y transferencia, pueden causar, potencialmente, la contaminación de los suelos, aguas superficiales y el agua freática. La importancia de esta
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contaminación depende del tipo y magnitud de la fuga, y el tipo y volumen de los desechos que se generen, y el grado en el que se afecte el recurso natural. La rotura de los gasoductos que cruzan los ríos u otras extensiones de agua pueden causar importantes daños ambientales. ·
Las fugas o roturas de los gasoductos pueden causar explosiones e incendios. En las áreas desarrolladas, estos accidentes representan un riesgo importante para la salud humana.
·
En las áreas desarrolladas, los gasoductos pueden interferir con el uso del suelo y desplazar la población, debido a la instalación de la tubería y las subestaciones. Algunos tipos de actividades agrícolas pueden ser afectadas, solamente a corto plazo, durante el periodo de construcción.
2.6.7. SEGURIDAD INDUSTRIAL EN EL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS. La seguridad industrial es sinónimo de calidad y efectividad en la operación y alto desempeño en seguridad, salud ocupacional y ambiente. Estos factores conducen a salvaguardar el bienestar de los trabajadores, así como también contribuyen a elevar la competitividad, la rentabilidad y posibilidad de supervivencia de las organizaciones. Las condiciones del entorno en las diferentes empresas, imponen retos cada vez más elevados, lo que hace que estas aseguren el éxito y requieren de un constante cambio y reinvención para adaptarse al futuro. Ha existido la necesidad de lograr el compromiso del mundo empresarial frente a compromisos de seguridad industrial, teniendo en cuenta que el talento humano es el factor relevante para la producción de viene y servicios. El sector de Transportes de Hidrocarburos no está ajeno a los cambios del mercado, siendo este el sector más importante del mercado, debido a la naturaleza técnica de los riesgos industriales, las exigencias sobre la materia no pueden conformarse con declaraciones de principio, bajo el lema obvio de que todo ha de hacerse con seguridad. Hace falta descender a un detalle que esté en Página | 41
coherencia con el estado del arte de la técnica en cuestión y ello se suele escapar del marco abordable desde el poder legislativo e, incluso, de la Administración; por lo que es indispensable la participación de los propios técnicos en la elaboración de normas y códigos de práctica. Ello permite aprovechar todo el conocimiento científico-tecnológico sobre la materia y sistematizar los requisitos de diseño, construcción, operación y eventual desmantelamiento, de tal manera que sean guías para la buena práctica industrial relativa a esa materia. Es importante señalar que, por lo general, las normas técnicas no tienen obligatoriedad desde el punto de vista legal, salvo aquéllas que estén explicitadas como parte de un reglamento que se haya promulgado como de obligado cumplimiento. Sin embargo las normas técnicas son un elemento imprescindible no solo para mejorar la seguridad industrial, sino para otras cuestiones relacionadas con la productividad y la calidad. En nuestro contexto, lo que importa es que muchas de estas normas permiten asegurar que una instalación o un servicio se están explotando de acuerdo con el mejor conocimiento disponible en el momento. Tabla 2.4. Los aspectos más importantes en transportes de hidrocarburos.
DUCTOS INSTALADOS SOBRE SUPERFICIE Los ductos de transporte y recolección que han sido instalados sobre la superficie, deberán estar colocados sobre soportes, que no afecten su integridad estructural. SEÑALIZACIÓN DEL SISTEMA DE DUCTOS ·
Salvo condiciones especiales que lo hagan impracticable o inconveniente, el sistema de ductos deberá ser señalizado para evitar que se ocasione daño mecánico a las tuberías en el área de servidumbre o donde se pueda afectar la vida y propiedad de terceros.
·
La señalización se espaciará teniendo en cuenta la proximidad de los centros poblados, carreteras y otras instalaciones que puedan ser afectadas. Fuente. Reglamento ambiental para el sector de hidrocarburos de Bolivia.
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CAPITULO III PRINCIPIOS Y FUNDAMENTOS DE CORROSION EN DUCTOS 3.1.
DEFINICIÓN. Se define la corrosión, en general, como la destrucción lenta y progresiva
de un metal por la acción de un agente exterior. Uno de los factores que limitan la vida de las piezas metálicas en servicio es el ataque químico o físico-químico que sufren en el medio que les rodea. La corrosión, en el caso de los metales, es el paso del metal del estado libre al combinado mediante un proceso de oxidación. Es decir se cumple que: MATERIAL + MEDIO = PRODUCTO DE CORROSIÓN + ENERGÍA La corrosión es, hasta cierto punto, un proceso evolutivo, natural y, en consecuencia, lento. Para que un metal pase del estado libre al estado combinado, es preciso que ceda electrones (en términos químicos que se oxide). Así, en el hierro pueden tener lugar las transformaciones:
(De metal a ion ferroso)
(De ion ferroso a férrico)
Estas transformaciones solo tienen lugar en presencia de elementos capaces de captar electrones (oxidantes: O 2, S, Cl2, Br 2, I2, H+, etc.). Así, con el oxigeno seco, a temperatura elevada, tiene lugar la reacción:
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Con oxigeno húmedo, a la temperatura ambiente:
Mecanismo según el cual se produce el orín o herrumbre del hierro. La corrosión causa pérdidas enormes y desgracias incalculables, debido a accidentes producidos por la rotura de piezas debilitadas por la oxidación y la corrosión.
3.2.
CORROSIÓN EN DUCTOS. Para el transporte de agua, gas natural, aceites y refinados de
hidrocarburos, se utilizan ductos en sus diferentes diámetros y longitudes. Siendo esta la manera más segura de transportar hidrocarburos de un lugar a otro. Estos ductos se pueden encontrar: enterradas o expuestas, afectadas por las acciones atmosféricas o sumergidas en agua, los cual provoca susceptibilidad a procesos de corrosión. El proceso de corrosión en un ducto enterrados, aparece cuando la tierra forma un electrolito de mayor o menor contenido en agua y sales, con resistencias específicas que varía en función de estos contenidos, de tal manera que será tanto más agresiva cuanto mayor contenido salino y más humedad tenga. La corrosión interna de los sistemas de tuberías de transporte de gas por lo general ocurre cuando la planta de procesamiento de gas aguas arriba (upstream) brinda producto que no cumpla con las especificaciones de calidad, ya que sólo así es posible para el líquido (es decir, "libres"), agua (y/o en otros
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líquidos posiblemente corrosivos) para entrar en la tubería de transmisión agua abajo (downstream). La localización de tubos corroídos internamente es difícil debido a que el interior de la tubería no es de fácil acceso. La mayoría de los métodos de detección existentes requieren el acceso al interior de la tubería, ya sea para los exámenes visuales o inspecciones en línea (I.L.I.), y una gran parte de las tuberías no permita la inspección en línea debido a las limitaciones mecánicas. Las técnicas de inspección, tales como la radiografía y de transmisión ultrasónica pueden medir el espesor de la pared desde el exterior de la tubería, pero se requiere excavación (y, a veces de limpieza) de una tubería enterrada. Incluso entonces, sólo una pequeña zona de la tubería puede ser inspeccionada en un momento. Por lo tanto, una evaluación directa de la probabilidad de corrosión interna a través del conocimiento de la física de tuberías pertinentes y las condiciones de operación mejora el funcionamiento seguro de las tuberías de gas natural.
3.3.
TIPOS DE CORROSIÓN. Según tenga lugar el ataque corrosivo, se puede clasificar en corrosión
localizada, corrosión uniforme, corrosión localizada, o corrosión combinada. A menudo la corrosión del metal atañe a toda la superficie, como cuando el hierro permanece expuesto sin protección alguna a la acción de los agentes atmosféricos: ataque generalizado más o menos uniforme. Otro tipo de ataque, también frecuente, es el que actúa exclusivamente sobre determinadas áreas de la superficie, y que puede conducir al fallo prematuro de una pieza o estructura sin afectar apenas al resto (la mayor parte) de la superficie metálica; el ataque localizado tiende a profundizar mucho más rápidamente que la corrosión generalizada, pudiendo ser en extremo peligroso.
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Figura 3.1. Ejemplos de corrosión generalizada y localizada
Fuente: Departamento de corrosión. Manual de control de corrosión y protección catódica A: las áreas sombreadas muestran el metal afectado por la corrosión y las áreas en blanco el metal sin afectar. B: perfiles de ataque en cada caso. Tabla 3.1. Corrosión localizada.
CORROSION LOCALIZADA Es aquella que tiene lugar en zonas determinadas del metal, repartidas desigualmente, y progresando de modo irregular. El metal queda picado, terminando en general por q uedar con grandes rugosidades en su superficie. En este caso, la capacidad de deformación del metal disminuye más rápidamente de lo que podía esperarse por la pérdida de masa. En general, cabe distinguir entre ataque localizado como resultado de la acción de factores macroscópicos y ataque localizado sobre superficies aparentemente homogéneas. Se clasifica en:
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Se define como un deterioro por corrosión localizada y/o adyacente a los límites de granos por los que está compuesta una aleación. Es un tipo de corrosión que afecta a la unión de los granos de los constituyentes de los metales, debilitando l a Corrosión
resistencia del conjunto de tal manera que a veces se rompen las piezas al menor
Intergranular
esfuerzo, sin que exteriormente se observe ninguna alteración de la superficie. Las causas más importantes de la corrosión intergranular son la presencia de impurezas en los límites de los granos y el enriquecimiento de uno de los elementos aleados. Ciertos metales y aleaciones (aluminio, acero inoxidable, etc.), que deben su estabilidad a delgadas películas pasivadores de oxido, son los más propensos a
Corrosión por picaduras
desarrollar picaduras. Estas se originan en las imperfecciones superficiales y en los lugares expuestos a daño mecánico, bajo condiciones en que la película es incapaz de regenerarse. Son especialmente susceptibles a este tipo de corrosión las zonas mal aireadas, por ejemplo, bajo depósitos o sedimentos y dentro de resquicios. Se presenta en las soluciones sólidas y se caracteriza porque solo se disuelve un constituyente de la aleación. El ejemplo clásico es la descincificación de los latones, en los que la disolución del cinc disminuye notablemente la resistencia
Corrosión selectiva
mecánica del metal. Se han postulado dos mecanismos básicos para explicar la descincificación: 1) que se produzca una disolución selectiva del cinc que deje un residuo de cobre poroso y 2) que ocurra una disolución simultanea del cinc y cobre con deposito posterior de este elemento sobre el latón. En cualquier caso el resultado es una masa de cobre porosa que conserva esencialmente la misma forma geométrica que la aleación de origen. Es un tipo de ataque localizado intenso que frecuentemente ocurre dentro de
Corrosión por grietas
pequeñas grietas y zonas ocultas del metal expuesto a ambientes corrosivos. Este tipo de corrosión está fuertemente asociado a la presencia de pequeños volúmenes de soluciones estancadas en orificios y juntas en la superficie de juntas de solape y grietas existentes por ejemplo, bajo tornillos y tuercas.
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Esta forma de corrosión ocurre en materiales y/o aleac iones sometidos a esfuerzos de tensión y expuestos a determinados ambientes. Este tipo de ataque Corrosión por
da lugar a grietas que provocan la rotura del metal. Generalmente se originan
esfuerzos
perpendiculares al esfuerzo aplicado. En el proceso de corrosión por esfuerzos se distinguen claramente dos etapas: la formación de la grieta, denominado periodo inicial, y la propagación de dicha grieta. Ocurre bajo esfuerzos cíclicos en determinadas condiciones ambientales, dando
Corrosión por fatiga
como resultado grietas que se propagan desde la superficie en dirección perpendicular al esfuerzo. Además del ambiente corrosivo al que este expuesto el material, la frecuencia de los esfuerzos cíclicos influye directamente en la corrosión por fatiga
Corrosión por
Es causada por la difusión del hidrogeno en el metal o aleación, según la
daño de
reacción: Este fenómeno provoca roturas que se propagan por la superficie del
hidrógeno
metal.
Tiene lugar donde la velocidad es tan elevada que la presión en la corriente del Corrosión por
flujo es suficiente para formar burbujas de vapor de agua, que colisionan con la
cavitación
superficie del metal. Este choque da lugar a un ataque en forma de picaduras sobre la superficie del metal. Fuente: Elaboración propia. Figura 3.2. Corrosión localizada
Fuente: Departamento de corrosión. Manual de control de corrosión y protección catódica.
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Tabla 3.2. Corrosión uniforme.
CORROSIÓN UNIFORME El metal adelgaza uniformemente como, por ejemplo, cuando se ataca una plancha de cobre con ácido nítrico. La resistencia mecánica decrece proporcionalmente a la disminución de espesor. Se caracteriza porque el espesor de la zona afectada es el mismo en toda la superficie del metal. La resistencia de las piezas disminuye en función del espesor de la capa atacada y es posible determinar su vida en servicio por simple medida del mismo. Con este objeto se mide la velocidad de ataque, unas veces en gramos / metro cuadrado / día y otras en milímetros / año. Es fácil convertir una en otra conociendo la densidad del metal corroído. Fuente: Elaboración propia. Figura 3.3. Corrosión Uniforme.
Fuente: Departamento de corrosión. Manual de control de c orrosión y protección catódica. Tabla 3.3. Corrosión combinada.
CORROSIÓN COMBINADA En la práctica, casi siempre se presentan juntos ambos tipos de corrosión, la corrosión uniforme y la corrosión localizada, si bien predomina alguno de ellos. Fuente: Elaboración propia.
3.4.
TIPOS DE CORROSIÓN SEGÚN SUS CAUSAS. La corrosión es un fenómeno muy complejo, cuyas verdaderas causas y
forma de actuar no se han aclarado por completo.
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Actualmente, sin embargo, se admite que la corrosión se produce por dos clases de acciones fundamentales: por acción electroquímica y por acción exclusivamente química. La corrosión por acción electroquímica es la que tiene lugar sobre los metales expuestos a la atmósfera húmeda, o sumergidos en agua, o enterrados. Este tipo de corrosión se refiere, principalmente, a los casos en que el metal es atacado por el agente corrosivo en presencia de un electrolito. Esta clase de corrosión puede producirse sin fuerza electromotriz exterior, constituyendo la corrosión galvánica, y por la acción además, de una fuerza electromotriz exterior, constituyendo la corrosión electroquímica, propiamente dicha. La corrosión química es la producida por los ácidos y álcalis, y tiene interés para la construcción de aparatos resistentes a la corrosión de los productos químicos que intervienen en el proceso de fabricación. La corrosión bioquímica, producida por bacterias, suele tener lugar en objetos metálicos enterrados. Es específica de cada metal o aleación. Las bacterias no atacan directamente a los metales; sin embargo, pueden estimular reacciones que destruyen capas protectoras de la corrosión. Así, en las tuberías de hierro, la pared interior se recubre de una fina película de hidróxido de hierro calcáreo, que le protege, pero ciertas bacterias aerobias, como la gallionella ferruginea, oxidando los iones ferrosos a férricos se provee de la energía necesaria para asimilar el CO 2 y formar su materia orgánica, al mismo tiempo que disminuye el pH e impiden la formación de la película protectora, con lo que se produce una corrosión localizada. En tuberías enterradas, un ataque por el exterior lo puede producir la bacteria anaerobia, vibrio desulfuricans, que reduce los sulfatos para utilizar el oxigeno, combinándolo con el hidrogeno y suministrarle la energía necesaria.
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3.4.1. SERIE POTENCIAL DE LOS METALES. Se ha establecido una serie que se denomina serie potencial de los metales, asignando el valor 0 al potencial del denominado electrodo normal del hidrogeno, que consiste en una placa de platino cubierta con negro de platino y sumergida en ácido clorhídrico, 1,2 normal en la atmósfera saturada de hidrogeno a la presión de 1 atmósfera. En la serie potencial de los metales hay elementos que son positivos con respecto al hidrógeno, es decir, que tienen mayor potencial, y el lado de la escala en que están situados se llama “lado noble”. En el extremo contrario, que se denomina “lado activo”, están situados los elementos de potencial negativo con
respecto al hidrogeno. Se han obtenido las series electroquímica y galvánica. En la primera se ordenan los metales por sus potenciales de equilibrio con relación al electrodo normal de hidrogeno y solo da una idea grosera sobre el comportamiento frente a la corrosión. Mejor información suministra la serie galvánica, en donde los metales y aleaciones se han ordenado por sus potenciales de disolución con relación al electrodo de calomelanos, al introducirlos en una solución de ClNa al 3%. Los metales o aleaciones que figuran en cualquiera de las series con potencial negativo es porque tienen tendencia a emitir iones positivos (se comportan como el ánodo que, por ser positivo, repele a los iones positivos) y se denominan anódicos; por el contrario, los que tienen potencial positivo son catódicos (atraen a los iones positivos, como el cátodo). A este último grupo pertenecen los metales nobles y otros resistentes a la corrosión.
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Tabla 3.4. Serie electroquímica de metales
SERIE ELECTROQUIMICA METAL
ION
POTENCIAL NORMAL (VOLTIOS)
Oro
Au+++
(+) 1,42
Pt
Pt++
(+) 1,2
Ag
Ag+
(+) 0,8
Hg
(Hg2)++
(+) 0,8
Cu
Cu++
(+) 0,345
H
H+
0
Pb
Pb++
(-) 0,125
Sn
Sn++
(-) 0,135
Ni
Ni++
(-) 0,25
Cd
Cd++
(-) 0,40
Fe
Fe++
(-) 0,44
Cr
Cr ++
(-) 0,71
Zn
Zn++
(-) 0,76
Al
Al+++
(-) 1,67
Mg
Mg++
(-) 2,34
Na
Na+
(-) 2,71
K
K+
(-) 2,92
Li
Li+
(-) 3,02
Fuente: Departamento de corrosión. Manual de control de corrosión y protección catódica
Cuando se juntan metales distintos o se les conecta eléctricamente de cualquier manera, se forma un par galvánico. En todo par galvánico el metal de mayor potencial negativo es anódico con respecto al de menor potencial, que actúa de cátodo. Siempre es el metal más anódico el que se corroe.
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Tabla 3.5. Serie galvánica de metales
SERIE GALVANICA MEDIDA EN SOLUCION AL 3% DE ClNa POTENCIAL EN VOLTIOS Pt
(+) 0,30
Au
(+) 0,22
Cr (pasivo)
(+) 0,20
Acero inoxidable (18-8)
(+) 0,10
Hg (electrodo de ref.)
0
Ag
(-) 0,05
Cu
(-) 0,18
H
(-) 0,25
Ni
(-) 0,27
Sn
(-) 0,44
Pb
(-) 0,47
Cr (activo)
(-) 0,60
Fe
(-) 0,65
Aleación Al-Cu
(-) 0,65
Aleación Al-Cu
(-) 0,74
Cd
(-) 0,78
Aleación Al-Mg
(-) 0,79
Zn
(-) 1,06
Mg
(-) 1,63
Fuente: Departamento de corrosión. Manual de control de corrosión y protección catódica
El conocimiento del potencial de electrodo es de la mayor importancia para interpretar los mecanismos de corrosión electroquímica. Su medida permite determinar el grado de polarización del electrodo e incluso estimar la velocidad de corrosión metálica; conocer si un metal está en estado “activo” o “pasivo”; seguir
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la formación y rotura de películas superficiales; estudiar el efecto sobre el metal de eventuales sustancias inhibidoras o estimuladoras de los procesos de corrosión; establecer las regiones anódicas (en las que el metal se ataca) y las catódicas en grandes estructuras, o entre metales diferentes en contacto, etc. Convendría tener presente la relación de Nerst entre los potenciales de equilibrio y la actividad o concentración efectiva de los iones metálicos en solución (aMe z+):
Ecuación 3.1
Donde: Potencial del metal a una actividad de sus iones igual a aMe z+. Potencial normal del metal. 96.493 culombios. Valencia de los iones. Constante de los gases.
Ecuación 3.2
Aun cuando en esta expresión intervenga la actividad puede, a menudo, sustituirse con suficiente aproximación por la simple concentración de los iones disueltos, más fácil de determinar o de calcular. Según dicha relación, un metal se vuelve más activo (más negativo su potencial) al disminuir la concentración de sus cationes, por ejemplo, cuando en el medio existen sustancias formadoras de complejos. Por el contrario, un metal se ennoblece frente a soluciones cada vez mas concentradas de sus iones.
3.4.2. CORROSION GALVÁNICA (SIN F.E.M. EXTERIOR APLICADA). También conocida como corrosión bimetálica. Ocurre cuando dos metales diferentes se acoplan electrolíticamente en presencia de un ambiente corrosivo.
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Uno de ellos se corroe preferentemente mientras el otro es protegido de dicha corrosión. Cualquier metal se corroe cuando se acopla con otro con un potencial más positivo o más noble en la serie galvánica. Al mismo tiempo, el metal más noble se protege de la corrosión. Si dos metales de distinta tensión galvánica, como el hierro y el cobre, puestos en contacto, se sumergen en una solución de cloruro sódico, la sal se ioniza según la ecuación:
Los iones Cl van al ánodo (positivo), formado por el hierro, al contacto con él se descargan y lo atacan, formando cloruro ferroso.
Los iones Na+ van al cátodo (negativo), formado por el cobre, donde se descargan y reacciona con el agua.
La sosa (Na O H) reacciona sobre el cloruro ferroso, dando hidróxido ferroso.
El hidróxido ferroso (OH) 2 Fe se oxida con el oxigeno disuelto en la solución y se transforma en “orín”, producto muy complejo de composición
variable y cuyo constituyente fundamental es el oxido férrico hidratado Fe 2 O3 H2O. El orín es el producto típico de la corrosión del hierro. El hidrogeno formado en el cátodo formaría una capa gaseosa alrededor de él, que lo aislaría parando la reacción, o sea, la corrosión, si el oxigeno
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disuelto en la solución no lo quemase a medida que se forma. Por tanto, el oxigeno tiene una doble acción: como oxidante del hidróxido ferroso y como despolarizante del cátodo, siendo esto último de importancia capital, hasta el punto de que la marcha de la corrosión depende de la velocidad de la despolarización. Metal corroído, en general, cuando estén dos metales en contacto en una solución sufrirá la corrosión el metal de menor potencial de la serie galvánica, o sea, el que esté más cerca del lado activo y actúe, por tanto, de ánodo. Así, por ejemplo, si en una plancha de hierro galvanizada (recubierta de cinc) se produce un poro en el revestimiento de cinc, este, que es el de menor potencial, actuará de ánodo, y el hierro, de cátodo, produciéndose la corrosión en el ánodo, es decir en el cinc. En cambio, si en una placa de hierro estañado se produce en la película de estaño un poro, como el hierro es de menor potencial, actuará de ánodo, resultando afectado de corrosión. Una circunstancia muy importante hay que tener en cuenta en la corrosión galvánica, y es la relación entre las áreas catódicas y anódicas. Si el área del cátodo es grande con relación al ánodo, sufrirá esta una corrosión muy intensa, y, al revés, si el ánodo es grande con relación al cátodo, la corrosión será débil.
3.4.3. CORROSION ELECTROQUÍMICA (CON F.E.M. EXTERIOR APLICADA). Este tipo de corrosión consiste en la formac ión de “pilas o celdas” corrosivas en diversas secciones de una estructura metálica, las cuales causan un flujo de corriente que ocasiona modificaciones o alteraciones químicas en el metal. El proceso de la corrosión electroquímica involucra siempre la existencia de los siguientes parámetros:
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3.4.3.1.
Ánodo.
Es la porción de la superficie del metal que se corroe. Es decir, es el punto en el cual el metal se disuelve o entra en solución Cuando el metal se disuelve, los átomos que lo constituyen pierden electrones y van en la solución como un ión. Los átomos contienen igual número de protones (partículas cargadas positivamente) y electrones (partículas cargadas negativamente). La pérdida de electrones deja un exceso de cargas positivas y por lo tanto el ión resultante está cargado positivamente. La reacción química para el hierro es:
Átomo Fe
Ión Fe
Electrones
A esta pérdida de electrones se la llama oxidación. El ión hierro va en solución, y los dos electrones son dejados atrás en el metal.
3.4.3.2.
Cátodo.
Es la porción de la superficie del metal que no se disuelve, pero donde ocurren otras reacciones químicas originadas en el proceso de corrosión. Los electrones son dejados atrás por la solución de hierro en el viaje del ánodo a través del metal hacia el área de la superficie catódica, en donde son consumidos por reacción con un agente oxidante presente en el agua. Este consumo de electrones se llama reacción de oxidación:
Iones H
Electrones
Gas Hidrógeno
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Si el oxígeno está presente, pueden ocurrir las siguientes reacciones:
Soluciones ácidas
Soluciones Neutra y Alcalinas Así, las reacciones del área anódica producen electrones y las reacciones de las áreas catódicas consumen electrones. Esta es la característica esencial de una reacción electroquímica. Electrones son generados por una reacción química en un punto y entonces viajan a otro punto donde son usados para otra reacción. Se sabe que el flujo de corriente eléctrica es el paso de electrones desde un punto a otro. Por convención se dice que el flujo de corriente eléctrica esta en dirección opuesta al viaje del electrón. Entonces como los electrones fluyen desde el área anódica al área catódica, el flujo de corriente eléctrica esta en dirección opuesta, es decir del cátodo al ánodo. Recordemos que este flujo de corriente se halla dentro del metal, razón por la que el camino metálico entre el ánodo y el cátodo es conductor de electricidad.
3.4.3.3.
Electrolito.
En lo referente al soporte de las reacciones previamente listadas y para completar el circuito eléctrico, la superficie del metal (ambos cátodo y ánodo) puede ser cubierta con solución eléctricamente conductiva. Dicha solución es conocida como electrolito. El agua pura es un electrolito pobre, pero la conductividad eléctrica puede incrementarse rápidamente con la adición de sales disueltas. El electrolito conduce corriente desde el ánodo al cátodo. La corriente entonces fluye atrás del ánodo a través del metal, completando el circuito. Esta combinación ánodo, cátodo y electrolito se llama celda de corrosión. Página | 58
Figura 3.4. Esquema del proceso de corrosión
Fuente: Departamento de corrosión. Manual de control de corrosión y protección catódica
La siguiente figura es un ejemplo de la transformación electroquímica, por la cual se produce una celda de corrosión. Uno de los métodos de protección más eficiente contra la corrosión electroquímica es la aplicación de un sistema de protección catódica. Figura 3.5. Celda electrolítica
Fuente: Departamento de corrosión. Manual de control de corrosión y protección catódica 1. varilla de carbón (cátodo) 2. Envase de cinc (ánodo) 3. Electrolito 4. Dirección del flujo de corriente a través del electrolito 5. Dirección del flujo de corriente en el circuito exterior 6. flujo de electrones
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3.4.4. CORROSION QUÍMICA. Consiste en el ataque directo de un elemento no metálico contra uno metálico. Ejemplos de elementos no metálicos: ·
Oxígeno (O)
·
Azufre (S)
·
Cloro (Cl)
Ejemplos de elementos metálicos: Principalmente metales ferrosos o a base de Hierro (Fe), que constituyen la mayoría de las instalaciones de producción en los campos del Oriente. El agua (H2O) es uno de los enemigos de la mayoría de los metales, ya que uno de sus componentes es el oxígeno. Las reacciones que ocurren son:
Óxido Ferroso
Hidróxido Férrico
Sulfuro de Hierro
Cloruro Ferroso
Cloruro Férrico
Además del ataque directo de estos elementos no metálicos, la corrosión puede ser causada por la acción de ciertas soluciones o compuestos químicos y sales oxidantes como el Fe Cl 3 (Cloruro Férrico), SO4 Cu (Sulfato de Cobre); Sulfuros metálicos y gases Sulfhídricos tales como el SO 3 H2 (Sulfato de Hidrógeno), H2S (Sulfuro de Hidrógeno), ácidos orgánicos, CO 2 (Dióxido de carbono), el Cl NH 4 (Cloruro de Amonio), etc. Los cuales tienen una corrosividad característica o específica. La corrosión por Oxígeno ocurre por medio de las siguientes reacciones:
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Reacción Ánodo:
Reacción Cátodo:
El oxígeno generalmente causa corrosión por picadura. Cuando el dióxido de carbono se disuelve en el agua se forma ácido carbónico, disminuye el pH del agua y se incrementa la corrosividad. Esta corrosión no es como la del oxígeno, pero por lo general resulta en picadura, la reacción es:
Dióxido de carbono + Agua Ácido carbónico
Hierro + Acido carbónico
Hierro
Carbonatado + Hidrógeno La corrosión primaria causada por la disolución del dióxido de carbono es comúnmente llamada: “Corrosión Dulce” El Sulfuro de Hidrógeno es muy soluble en agua y una vez disuelto se comporta como un ácido débil, originando generalmente picadura. Al ataque producido por H2S se lo llama: “Corrosión Agria”. La reacción general de corrosión por H2S puede establecerse como sigue:
Los daños producidos por la corrosión en el interior de las tuberías se deben a la acción de este fenómeno.
3.4.5. CORROSIÓN BACTERIAL. La destrucción de un material puede ser notablemente influida por diferentes colonias de micro-organismos que pueden iniciar o estimular la corrosión de un metal.
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Podemos considerar que las bacterias sulfato-reductoras son los microorganismos que más contribuyen a la corrosión, pues se caracterizan por su habilidad de utilizar los compuestos de azufre para su proceso metabólico, produciendo sulfuros. A pesar de que estas bacterias se consideran anaeróbicas, son muy comunes en sistemas altamente aireados. La acción de las bacterias sulfatoreductoras es semejante a la de un despolarizador en el proceso de corrosión. Estas bacterias reducen los sulfatos a sulfuros y como en toda ecuación química a la reducción corresponde una oxidación, tanto los ácidos orgánicos como los hidrocarburos e hidrógeno presentes en el sistema, actuarán como materiales oxidables, cumpliéndose la siguiente reacción.
El resultado de esta acción es la corrosión localizada (picadura). Se puede controlar la corrosión Bacterial aireando el agua, debido a que la misma no prospera en medios oxigenados, utilizando bactericidas y mediante aplicación de protección catódica.
3.4.6. CORROSION POR HETEROGENEIDAD DEL METAL. Las heterogeneidades que crean diferencias de potencial electroquímico entre los distintos puntos de una superficie (dando origen, por tanto, a zonas anódicas y catódicas) son múltiples, pudiendo provenir lo mismo del metal que del electrolito en contacto con él. Un trozo de tubería nueva insertado en un tramo de tubería vieja, puede corroerse rápidamente, pues, en general, actuará de ánodo, y la vieja, de cátodo. Una impureza cercana a la superficie de un metal es suficiente para iniciar una corrosión electroquímica; la impureza hace de cátodo, y el hierro, de ánodo.
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Otra causa de corrosión es un poro en la cascarilla de laminación. Entre esta cascarilla, que resulta catódica con respecto al hierro, y este, se produce una pila de corrosión. Pueden ser también causa de corrosión las tensiones internas o externas a que quede sometido un metal, el estado de acritud después de un trabajo en frío, el rayado de su superficie y, en general, los diversos tratamientos químicos o térmicos, que acentúan las causas de heterogeneidad y, por consiguiente, las causas de corrosión. Resumiendo se puede decir que las principales heterogeneidades en las fases metálicas son: 1. Fases dispersas en la matriz metálica de diferente composición química que esta. 2. Partículas contaminantes de la superficie. 3. Segregaciones. 4. Uniones bimetálicas. 5. Anisotropía de los granos cristalinos. 6. Bordes de grano. 7. Dislocaciones emergentes. 8. Regiones de metal deformado en frío. 9. Discontinuidades en capas que recubren el metal. 10. Regiones de metal sometidas a tensión y deformación elástica. La corrosión electroquímica es sensible a factores estructurales y subestructurales. a) Efecto de la Anisotropía cristalina. b) Caso de bordes de grano reactivos. c) Influencia de una partícula catódica superficial.
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d) De izquierda a derecha, ejemplos de cristal perfecto y cristales imperfectos: dislocación en cuña y dislocación helicoidal. Figura 3.6. Corrosión por heterogeneidad del metal
Fuente: Departamento de corrosión. Manual de control de corrosión y protección catódica
3.4.7. CORROSION POR HETEROGENEIDAD DEL MEDIO CIRCUNDANTE. Las diferencias de temperatura, de concentración y, sobre todo, de concentración de oxigeno, son causas muy frecuentes de corrosión. Un caso típico del fenómeno de corrosión por heterogeneidad del medio circundante, lo constituye la corrosión por aireación diferencial. Las partes de una pieza menos aireadas, como, por ejemplo, los ángulos vivos, rayas profundas, etcétera, funcionan como ánodos y son inmediatamente atacados. Esta misma clase de corrosión es la que se produce en una pieza medio sumergida, en la que la porción próxima a la superficie del agua y, por tanto, mas oxigenada es
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catódica, y la parte inferior, menos oxigenada, es el ánodo, que es el que se corroe.
3.5.
FACTORES QUE INFLUYEN EN LA CORROSIÓN. Los principales factores que se deben considerar en el estudio de las
protecciones contra la oxidación y la corrosión son los siguientes:
3.5.1. CLASE Y ESTADO DEL METAL. Evidentemente hay que tener en cuenta, en primer lugar, la clase de metal y el estado en que se encuentra. Para esto hay que conocer su composición química, su constitución, estructura, impurezas que contiene, procedimientos de elaboración, tratamientos térmicos a que ha sido sometido, tratamientos mecánicos, etc. Las heterogeneidades químicas, estructurales y las debidas a tensiones internas, originan pares galvánicos que aceleran la corrosión.
3.5.2. ESTADO DE LA PIEZA. Destaca el estado de la superficie (los surcos de mecanizado, rayas, grietas, orificios, etc., favorecen la corrosión; por el contrario, un pulido perfecto la dificulta), su radio de curvatura y orientación con relación a la vertical, naturaleza de las piezas en contacto y esfuerzos a que está sometida (los de tracción la favorecen).
3.5.3. MEDIO EN QUE SE ENCUENTRA. El ataque al metal partirá del medio en que se encuentra, y, por tanto, cuanto mejor lo conozcamos, más fácilmente será prever la clase de corrosión que se puede producir y los medios de evitarla. Sobre el medio conviene conocer su naturaleza química, su concentración, el porcentaje de oxigeno disuelto, el índice de acidez (Ph), presión, temperatura, etc.
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3.5.4. CLASE DE CONTACTO ENTRE EL METAL Y EL MEDIO EN QUE SE ENCUENTRA. El contacto entre el metal y el medio en que se encuentra queda definido por la forma de la pieza, estado de la superficie, condiciones de inmersión, etc.
3.6.
MANTENIMIENTO PREVENTIVO Y CORRECTIVO EN DUCTOS CON CORROSIÓN. El mantenimiento de ductos en Bolivia desde sus primeros años destacó
por ser realizado en gran parte por medio de administración administración directa, a través de la mano calificada de su personal. Durante los años 90’s, sus administraciones comenzaron a contemplar las ventajas de la realización de algunos trabajos de mantenimiento por contrato, teniendo lo anterior como ventajas una menor concentración de activos por equipos de alta especialidad
con empleo
inconsistente y reducción de costos por administración.
3.6.1. MANTENIMIENTO PREVENTIVO Las actividades preventivas son la base para conservar la integridad de los ductos entre ellas se describen las siguientes: Tabla 3.6. Protección interior.
PROTECCIÓN INTERIOR La protección interior de un ducto es considerada desde la ingeniería de diseño, la cual en algunos casos incluye el tratamiento con inhibidores de corrosión, incluyendo el suministro, instalación y operación del equipo y accesorios necesarios, el tratamiento de fluidos antes de entrar al ducto, inc rementar la frecuencia de la limpieza interior mediante corrida de “chanchos”, recubrimiento interior del ducto o la combinación de estos métodos. El ducto debe de diseñarse de tal forma que el rango de velocidad del fluido varíe entre los límites que causen el menor daño por corrosión. El rango inferior más conveniente es el que mantenga en suspensión las impurezas evitando así la acumulación de materiales corrosivos dentro del ducto y el límite superior de la velocidad es aquel en el cual sean mínimos los fenómenos de corrosión-erosión y cavitación.
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Es conveniente incluir trampas, venteos y drenajes en donde se acumulen los contaminantes corrosivos y estar así en posibilidades de eliminarlos periódicamente. Cuando se tenga la presencia de agua en el hidrocarburo se debe considerar la deshidratación del fluido, de tal forma que el contenido de agua sea aceptable. Cuando el oxígeno sea el causante de la corrosión interior. Se debe considerar la eliminación de aire del fluido y el sistema del ducto se diseñará de tal forma que no haya entrada de aire. Si desde el diseño se prevé la necesidad de dosificar inhibidores de corrosión, secuestrantes de oxígeno o bactericidas, deben incluirse los dispositivos de dosificación necesarios. En los ductos en donde se proyecta dosificar inhibidores de corrosión deberá incluirse desde el diseño la colocación estratégica de dispositivos para la evaluación y control, tales como: niples, muestreadores, “carretes” testigo, probetas laterales, trampas de líquidos, trampas de “chanchos” para emplear equipo instrumentado, etc.
Se deberán tomar muestras representativas para determinar los contaminantes corrosivos y productos de corrosión. Si hay agua líquida en el sistema, se debe investigar si contiene dióxido de carbono, ácido sulfhídrico, bacterias, ácidos y
Análisis
cualquier otro contaminante corrosivo y la frecuencia de los análisis se fijarán de
químico
acuerdo a las variaciones que se tengan en la calidad del fluido. Un criterio similar se usará en el análisis de las muestras que se obtengan en las corridas de “chanchos”.
MÉTODOS PARA EL CONTROL DE LA CORROSIVIDAD INTERIOR La función de los chanchos de limpieza es mejorar y mantener limpia la superficie Chanchos de limpieza
interna de los tubos, removiendo y eliminando los contaminantes y depósitos. Hay una gran variedad de tipos de “ chanchos” en el mercado con diferentes
capacidades de limpieza, los hay de navajas, copas y cepillos, superficies abrasiva, semi-rígido, esferas, espuma de poliuretano, etc. Cuando se transportan fluidos corrosivos, debe considerarse la adición de inhibidores como una medida para mitigar la corrosión, en el mercado existen numerosos tipos y formulaciones de inhibidores de corrosión, cada uno con
Inhibidores de
características químicas, físicas y de manejo particular, debiendo usar los
corrosión
adecuados para aplicaciones específicas. La selección adecuada de un inhibidor depende: del costo - beneficio, compatibilidad con el fluido y otros aditivos, facilidad en el manejo, dosificación y posibilidades de que tenga efectos nocivos en procesos posteriores. Para la selección de inhibidores también deben
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considerarse las pruebas de laboratorio, pruebas de campo, experiencia en la industria y recomendaciones del fabricante, así como su eficiencia, grado de solubilidad, proporción requerida de inyección, etc. El recubrimiento interior de ductos debe considerarse como otro recurso para el control de corrosión interior, ya que proporcionará una barrera física entre el Recubrimiento interior de ductos
acero y el fluido transportado. También se considera una solución en áreas especiales como en cabezales de estaciones o líneas de descarga de pozos de diámetro tal que no sea factible o económico usar alguna otra técnica de control de corrosión. El recubrimiento seleccionado deberá ser resistente al ataque del fluido y de sus contaminantes corrosivos o inhibidores, además deberá ser compatible con el fluido.
PROTECCIÓN EXTERIOR La protección exterior para prevenir la corrosión en ductos enterrados se lleva a cabo mediante la aplicación de recubrimientos anticorrosivos, complementados con sistemas de protección catódica. Se debe poner especial atención para atenuar los efectos de corrientes extrañas y parásitas en caso de confirmar su existencia en instalaciones tales como: trampas de “chanchos”, estaciones de compresión y bombeo, tanques, baterías de recolección, terminales de distribución, etc. La protección catódica constituye el método más importante de todos los que se han intentado para conseguir el control de la corrosión. La técnica genera una corriente eléctrica exterior que reduce virtualmente la corrosión a cero, pudiéndose mantener una superficie metálica en un medio corrosivo sin sufrir deterioro durante un tiempo indefinido. El mecanismo de protección se centra en la generación de la corriente externa suficiente que, entrando por toda la Protección
superficie del elemento a proteger, elimina la tendencia de los iones metálicos
catódica
de éste a entrar en disolución. En la práctica se puede aplicar la protección catódica para proteger metales como acero, cobre, plomo, latón, aceros inoxidables y aluminio, contra la corrosión en todos los tipos de suelos, y medios acuosos. No puede emplearse para evitar la corrosión en áreas de metal que no están en contacto con el electrolito.
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Figura 3.7. Protección catódica sin suministro de energía eléctrica exterior de una tubería de hierro por medio de un ánodo de magnesio
Fuente: Departamento de corrosión. Manual de control de corrosión y protección catódica
La técnica consiste en añadir un ánodo cuyo potencial de reducción sea mucho menor al del elemento a proteger, y por un simple efecto de pila galvánica, se obtiene la protección de dicho elemento, al destruirse el ánodo Por ánodos de
(que se sacrifica). Los ejemplos más comunes son el uso de zinc en
sacrificio
galvanizados, o en pinturas, o de magnesio en calderas de agua dulce, para la protección del acero, o del acero revestido. Los metales más usados como ánodos de sacrificio son el Zinc y el Aluminio para el agua de mar, y el Magnesio o el Zinc para suelo o agua dulce. La protección catódica por corriente impresa consiste en obtener la corriente
Por corriente
eléctrica (DC) de protección, a partir de una fuente externa, ya sea de un
impresa
suministro de energía eléctrica en (AC), a través de un transformadorrectificador, o por energía fotovoltaica o eólica.
Recubrimientos
Con el fin de evitar la corrosión superficial de las tuberías, se aplican diferentes
anticorrosivos
tipos de pintura, de acuerdo con el medio ambiente al que están expuestas. Fuente: Elaboración propia.
3.6.2. MANTENIMIENTO CORRECTIVO.
Con las actividades correctivas se logra restablecer la integridad de los ductos y ampliar su vida útil. La decisión de reparar un ducto está en función de la
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severidad del defecto presente por lo que es necesario conocer las formas de daño en las tuberías
3.6.2.1.
Principales formas de daños en ductos.
A continuación se presentan las categorías de clasificación de defectos típicos de las tuberías de recolección y transporte de hidrocarburos. Tabla 3.7. Clasificación de defectos.
CLASIFICACIÓN
FORMA
COMENTARIO
PRINCIPAL TIPO DE DAÑOS
Defectos progresivos
Son aquellos cuyas dimensiones se incrementan con el tiempo, debido a efectos ambientales, mecánicos y/o de servicio.
Corrosión uniforme, corrosión localizada, laminaciones y ampollamiento por hidrógeno.
Defectos estáticos
Son defectos cuyas dimensiones no se alteran con el paso del tiempo.
Abolladuras, entallas y rayones, deformaciones y pliegues.
Por su evolución
Defectos de manufactura
Ocurren durante la fabricación del ducto.
Defectos causados por el servicio.
Se deben a la combinación de un material susceptible con un ambiente agresivo y en ciertos casos con esfuerzos
Defectos causados por fuerzas externas.
Se deben al contacto físico con otros objetos, así como a las presiones por movimiento de suelos, subsidencia y presiones de
Por su origen.
Grietas, desalinamientos, socavaciones, falta de fusión, y la falta de penetración de la soldadura; traslapes, picaduras, incrustaciones durante el rolado, endurecimientos localizados, laminaciones e inclusiones. Corrosión uniforme y localizada, externa e interna, la fragilación por hidrógeno, agrietamiento por corrosión-esfuerzo en soldaduras y agrietamiento inducido por hidrógeno. Abolladuras, ralladuras, identaciones, pandeamiento y deformación.
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viento o marea.
Por su geometría.
Socavación, fusión incompleta, falta de penetración, grietas y deslineamientos.
Defectos de construcción.
Son introducidos durante la soldadura de campo.
Puntuales.
Son defectos pequeños, cuyas dimensiones (largo y ancho) son del mismo orden de magnitud que el espesor. Normalmente este tipo de defectos no degrada la resistencia del tubo y solo producen riesgo de fugas.
Axiales.
Son defectos cuyo ancho es menor al equivalente de 5 minutos técnicos de la circunferencia y su largo es al menos diez veces el ancho. Son muy sensibles a la presión y pueden producir fugas y explosiones.
Circunferenciales.
Son defectos cuya dimensiones mayor esta en el ancho.
Aereales.
Son aquellos cuyo largo ancho con similares y a su vez mucho mayores que el espesor.
Defectos controlados por la presión
Su crecimiento y falla es impulsada por el esfuerzo circunferencial inducido por la presión interna, pudiendo suceder que fallen cuando la presión rebasa un determinado valor o bien si su tamaño es lo suficientemente grande como para fallar a la presión normal de operación.
Grietas axiales, erosión, corrosión uniforme, picaduras y cazuelas, delaminaciones escalonadas, golpes, entallas agudas, identaciones y rayas longitudinales, defectos en la costura longitudinal y bandas de inclusiones.
Defectos controlados por el esfuerzo longitudinal
Su comportamiento es el mismo que en el caso anterior, excepto que la fuerza impulsora es el esfuerzo longitudinal en el ducto.
Los defectos susceptibles do falla bajo este esfuerzo son: todo tipo de defectos cuya dimensión máxima este en la dirección circunferencial.
Defectos fugantes.
Son defectos que provocan fuga pero no ponen en riesgo de explosión o colapso al ducto.
Picaduras pequeñas y grietas cortas y profundas.
Por su comportamiento mecánico.
Fuente: Elaboración propia.
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3.6.2.2.
Criterios de reparación.
Generalmente para decidir cuándo se debe reparar un tramo de un ducto se consultaba los criterios de la norma, ASME B31G, y las normas de diseño ASME B31.4 y ASME B31.8., pero estos criterios son demasiado conservadores ya que se basan en valores límite de crecimiento de defectos. Actualmente la decisión de reparar un ducto está en función de la severidad del defecto presente. Para un ducto esta decisión está basada en dos criterios: 1. La capacidad del ducto de soportar la presión interna (su resistencia residual) 2. La vida remanente del ducto. Si el defecto reduce la vida remanente a un periodo menor del esperado para la operación la reparación es necesaria.
3.6.2.3.
Tipos de reparación.
Si no es posible dejar el ducto fuera de servicio, las reparaciones pueden realizarse mediante la instalación de una envolvente circunferencial (camisa) completa, soldada o atornillada de fábrica. Una camisa es un elemento cilíndrico de alta resistencia mecánica y que encierra completamente la zona dañada de una tubería, actuando como refuerzo mecánico para ayudar al ducto a soportar las expansiones causadas por la presión de operación o como un contenedor hermético para el caso de un tubo con fuga.
3.6.2.4.
Tipos de camisa y fabricación.
Por su función sobre el tubo, los encamisados se clasifican en dos tipos básicos: TIPO A: Provee un refuerzo mecánico al tubo, pero no es diseñada para contener la presión del fluido ni fugas.
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TIPO B: Se conceptualiza como un recipiente a presión, diseñado para contener la presión de operación del ducto en caso de fuga. Por su concepción de diseño como contenedor de presión, las camisas tipo B deben ser soldadas completamente al ducto, mientras que en las camisas tipo A la soldadura circunferencial es opcional y en algunos casos es prohibido. En la actualidad existen en el mercado numerosos tipos de camisas cuyos diseños varían en función del material, la geometría y la forma en que se ajustan sobre el tubo. Por el material una camisa puede ser Metálica o No metálica. Tabla 3.8. Tipos de camisas.
TIPOS DE CAMISAS Las camisas metálicas pueden ser fabricadas de acero grado tubería o incluso forjadas en formas especiales, como las camisas de la marca Plidco, cuya forma se muestra en la siguiente figura (Plidco es una marca comercial). Figura 3.8. Sección de una camisa forjada Plidco.
Camisas metálicas
Fuente: Evaluación de Gasoducto Mediante el análisis de integridad. Tesis profesional presentada por Raúl Armando León Buenfil. México
Una camisa metálica puede ser diseñada para ajustarse sobre el tubo, soldarse o atornillarse y puede ser conformada de manera especial para seguir la curvatura del tubo o el contorno de las coronas de soldadura del tubo base. La camisa puede ser fabricada a partir de un tubo de un diámetro un poco mayor al del tubo a reparar, cortándose longitudinalmente a la mitad, o bien fabricadas por rolado de placa, forja o fundición. Una camisa típica es fabricada a partir de dos mitades de cilindro, que se colocan alrededor del tubo dañado, alineándose y uniéndose longitudinalmente. Los códigos para recipientes a presión y sistemas de tuberías
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requieren que la camisa sea diseñada para soportar como mínimo la presión de diseño del ducto y deben ser de una longitud axial mínima de 4 pulgadas, no habiendo limitante expresa para la longitud máxima. La unión de las dos mitades de cilindro puede realizarse por soldadura o por birlos. La unión por soldadura puede ser: longitudinal a tope (a) o mediante soldadura de una cinta de solapa (b); o por la unión con birlos, con dos cejas a cada una de las dos mitades de cilindro (c). La soldadura longitudinal a tope de la camisa tipo(a), es la más recomendable para camisas tipo A colocadas en tuberías de alta presión donde el esfuerzo circunferencial es mayor del 50% del esfuerzo de cedencia del material de fabricación del tubo y es prácticamente obligatoria para las camisas tipo B, ya que al ocurrir la presurización del espacio anular se inducen altos esfuerzos en los filetes y la eficiencia de junta de la tira traslapada es muy baja. La unión con tira traslapada tipo (b) puede aplicarse en tuberías a baja y media presión y en camisas tipo A, ya que el esfuerzo en la camisa es solo una fracción del esfuerzo en el tubo, reduciéndose a mayor espesor de la camisa. Durante la instalación de una camisa metálica se puede sacar ventaja de la contracción térmica de la soldadura longitudinal al enfriarse y lograr un mejor ajuste de la camisa sobre el tubo. Esto se consigue con una secuencia adecuada de soldadura.
Lo
más
recomendable
es
tener
dos
soladores
soldando
simultáneamente a cada lado de la camisa. Si se tiene un solo soldador, este puede alternar pases a cada lado de la camisa. Las camisas no metálicas son fabricadas por lo general de una cinta de material compuesto de fibras de alta resistencia contenidas en un polímero. El material compuesto más frecuentemente usado es la fibra de vidrio en resina epóxica o de poliuretano. La cinta se aplica como un vendaje sobre el tubo, con la ayuda de un pegamento, con o sin tensión durante el enrollado. El material de la matriz del Camisas no
compuesto puede estar ya endurecido o ser activado durante la colocación.
metálicas
Cuando la resina y el pegamento endurecen, la camisa prácticamente forma una estructura monolítica sobre el tubo y proporciona un reforzamiento muy grande sobre el tubo. Normalmente una camisa no metálica se diseña para que soporte una presión interna en el tubo de al menos 1.5 veces la presión de falla de un tubo sano. Además de constituir un refuerzo sobre el tubo, la camisa no metálica es un aislamiento que protege contra la corrosión exterior y el desgaste.
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Las camisas no metálicas, prácticamente son fabricadas en el sitio de la reparación, por lo que la capacitación del personal que las instala y el correcto procedimiento son dos requisitos fundamentales. La cinta es generalmente provista en forma de rollos de que se van enrollando sobre el tubo, con la aplicación de un adhesivo entre cada capa para constituir al final una estructura monolítica. La superficie del tubo a reparar debe estar seca, limpia de polvo, óxido y desechos y el acabado debe ser terso y uniforme. En estas camisas se requiere que los defectos que impliquen pérdida de metal y deformación hacia el interior, como corrosión externa, abolladuras, etc. sean resanados con resina para restablecer la circunferencia del tubo, mientras que los defectos salientes como coronas altas, arrugas, etc., deben ser esmerilados hasta el nivel de la superficie. Las camisas no metálicas no son aplicables cuando existen fugas, ni para reparar defectos agudos como grietas y entallas y tampoco se recomiendan para defectos con más de 80% de pérdida de metal de la pared, sin embargo, la principal limitación de las envolventes no metálicas es la temperatura, la cual está limitada a unos 70° C. Las investigaciones del comportamiento de defectos en tuberías a presión interna han demostrado que la falla de un defecto siempre inicia con la deformación hacia el exterior de la zona defectuosa del tubo. Si la deformación hacia el exterior se restringe, el defecto no falla. Este hallazgo ha motivado que se opte por rellenar el espacio anular entre el tubo y la camisa con un material que se dé conforme perfectamente sobre el contorno irregular de la superficie del tubo y garantice un contacto íntimo con la parte interna de la camisa, para que los esfuerzos Camisas con relleno de espacio anular
generados en el tubo sean transmitidos a la camisa y las zonas defectuosas no se expandan hacia el exterior. El espacio anular puede ser rellenado mediante la infiltración de un material fluido que posteriormente solidifique, para formar un cuerpo continuo entre el tubo, el relleno y la camisa. Este tipo de camisas resultan ser de una elevada resistencia y en caso de las camisas tipo B con relleno de material endurecible, la reparación es totalmente hermética y prácticamente indestructible. En algunos casos se ha optado por restringir la expansión del tubo base presurizando con algún gas o líquido inerte el espacio anular en una camisa tipo B, sin embargo esta operación es de alto riesgo pues hay que presurizar a una presión igual o mayor a la de
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operación del ducto. El desarrollo de mejores resinas endurecibles para relleno del espacio anular prácticamente ha eliminado el uso de las camisas presurizadas, limitando su uso al control de fugas ya existentes. Las camisas mecánicas son camisas unidas por tornillos o birlos y que no se sueldan al tubo base. Para contener fugas, estas camisas cuentan con empaque de sello que se aprieta por medio de tornillos y dependiendo de la temperatura, tipo de empaque y diseño, pueden resistir hasta 100 kg/cm2 (1400 psi), sin fugar. La gran ventaja de las camisas mecánicas es que no restringen la deformación longitudinal y al mismo tiempo restringen eficientemente los esfuerzos por Camisas mecánicas
flexiones y pandeos, resultando una excelente opción para la reparación de defectos circunferenciales además de servir como junta de expansión. Los fabricantes de juntas y coples mecánicos son usualmente los proveedores de camisas mecánicas, los cuales cuentan con una extensa variedad de diseños para proveer sello y refuerzo a una reparación. La versatilidad de estas camisas las hace aptas para prácticamente cualquier tipo de reparación en servicio con la ventaja de que pueden aplicarse en ductos con fugas activas, en cualquier ambiente y pueden fabricarse incluso en diseños adaptados para casos especiales en tiempos muy cortos. Fuente: Elaboración propia.
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CAPITULO IV DESARROLLO DEL METODO DE EVALUACION DIRECTA DE LA CORROSION – DIRECT ASSESSMENT 4.1.
INTRODUCCIÓN. La Evaluación Directa (DA – Direct Assessment) es un proceso
estructurado para los operadores de ductos, que consiste básicamente en evaluar la amenaza a la integridad de los ductos enterrados, esto se realiza en cuatro pasos bien definidos: Pre-evaluación, Inspección Indirecta, Inspección Directa y Post-evaluación y monitoreo. Una de las varias amenazas históricas a la integridad de los ductos es la corrosión interna, como se muestra en la Figura 4.1. Figura 4.1. Reporte de incidentes en gasoductos (2005)
25%
36%
Otros Const/Mat Defect
16%
Corrosion Interna
12%
11%
Corrosion Externa Outside Force
Fuente: GRI 02-0057. Internal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines Methodology
En condiciones de funcionamiento normales, no se espera que los Gasoductos lleguen a
corroerse internamente, debido a una instalación de
tratamiento de deshidratación del gas aguas arriba, la cual elimina el agua Página | 77
necesaria para la corrosión. Las especificaciones del gas a la salida del tratamiento indican que se encuentra por debajo del punto de
saturación
respecto al agua en toda la ruta del gasoducto. Se asume que no hay otros posibles líquidos corrosivos a través de la tubería de transporte de gas. La corrosión interna de los sistemas de tuberías de transporte de gas por lo general ocurre cuando la planta de procesamiento de gas aguas arriba (upstream) brinda producto que no cumpla con las especificaciones de calidad, ya que sólo así es posible para el líquido (es decir, "libres") de agua (y/o en otros líquidos posiblemente corrosivos) para entrar en la tubería de transmisión agua abajo (downstream). El éxito de un programa de control de la corrosión interna de tuberías de transporte de gas depende de: ·
Predecir la susceptibilidad a la corrosión interna en virtud de la amplia gama de condiciones de operación.
·
La aplicación de medidas de mitigación apropiadas, monitoreo y programas de inspección.
La primera cuestión a considerar en la predicción de la susceptibilidad a la corrosión interna de una tubería de transporte de gas es la posibilidad de que la entrega de gas húmedo puede ocurrir en asociación con cualquiera de las dos situaciones siguientes: ·
Trastornos ocasionales de corta duración en las instalaciones de procesamiento upstream.
·
A largo plazo, la entrega no detectada el gas que no cumpla con las especificaciones de calidad.
Ante cualquiera de los dos casos anteriores, la probabilidad de corrosión que se produce a lo largo de un ducto de transporte de gas depende de:
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·
La cantidad de tiempo que el gas que no cumplen las especificaciones de entrega.
·
La composición del gas, la química del agua, la actividad microbiana, otros líquidos corrosivos asociados con el gas.
·
La configuración de canalización y condiciones de funcionamiento que resulta en acumulación local de agua y/u otro líquido corrosivo.
La localización de tubos corroídos internamente es difícil debido a que el interior de la tubería no es de fácil acceso. La mayoría de los métodos de detección existentes requieren el acceso al interior de la tubería, ya sea para los exámenes visuales o inspecciones en línea (I.L.I.), y una gran parte de las tuberías no permita la inspección en línea debido a las limitaciones mecánicas. Las técnicas de inspección, tales como la radiografía y de transmisión ultrasónica pueden medir el espesor de la pared desde el exterior de la tubería, pero se requiere excavación (y, a veces de limpieza) de una tubería enterrada. Incluso entonces, sólo una pequeña zona de la tubería puede ser inspeccionada en un momento. Por lo tanto, una evaluación directa de la probabilidad de corrosión interna a través del conocimiento de la física de tuberías pertinentes y las condiciones de operación mejora el funcionamiento seguro de las tuberías de gas natural.
4.2.
ICDA (INTERNAL CORROSION DIRECT ASSESSMENT) EVALUACIÓN DIRECTA DE CORROSIÓN INTERNA. Esta práctica es una metodología estándar denominada “Evaluación
Directa de Corrosión Interna de Ductos que Transportan Gas Natural (ICDA) ”, que se utiliza para asegurar la integridad de los ductos. La metodología es aplicable a las tuberías de gas natural, que normalmente transportan gas seco, estos gasoductos pueden sufrir de trastornos poco frecuentes y de corto plazo por el agua líquida (u otro electrolito).
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Una ventaja del enfoque ICDA es que la evaluación se puede realizar en segmentos de tubería para que los métodos alternativos (por ejemplo, la inspección en línea I.L.I., prueba hidrostática, etc.) puede no ser práctica. La base de la Evaluación Directa de Corrosión Interna (ICDA) para líneas de transporte de gas es que se realiza un examen detallado de las ubicaciones de un electrolito tal como el agua que se acumula, el cual proporciona información acerca de la condición restante del gasoducto. La investigación de los puntos bajos o pendientes a lo largo del ducto entregan información del estado del resto del ducto. Si esto puntos bajos no se corroen, entonces en el resto del ducto aguas abajo es menos probable que se acumulen electrolitos y por lo tanto estarían libre de corrosión interna, no requiriendo por lo tanto exanimación alguna. En pocas palabras: “La corrosión interna es más probable en los puntos donde primero se acumule el agua”
Evaluación Directa Corrosión Interna (ICDA) incorpora todos los métodos existentes de análisis disponibles para un operador de canalización y proporciona una metodología para utilizar mejor los métodos para aplicaciones específicas. El examen directo de la corrosión interna es poco práctico para la mayoría de las tuberías, ya que consiste en exponer el interior de una tubería enterrada para las mediciones físicas. Por lo tanto, un conjunto de herramientas de examen indirectos en combinación con un enfoque de modelado de flujo se utiliza para evaluar la corrosión interna. La selección de las herramientas depende de cada aplicación, y son ampliamente clasificados como: 1) La predicción de la corrosión 2) Control de la corrosión 3) La inspección o examen no destructivo (NDE). Estas tres categorías también pueden ser descritos como: Página | 80
1) La determinación de si la corrosión se producirá en el futuro 2) La búsqueda de la corrosión en curso 3) El daño de medición que ya se ha producido. En el proceso de aplicación de la ICDA, otras amenazas a la integridad de ductos, tales como la corrosión externa, daños mecánicos, corrosión bajo tensión (SCC), etc., se pueden detectar. Cuando se detectan este tipo de amenazas, se deben realizar evaluaciones o inspecciones adicionales. El operador de canalización debe utilizar métodos adecuados para hacer frente a riesgos distintos de la corrosión interna, tales como los descritos en las normas ASME B31.8, API13 1160, ANSI14/ 579 y BS15 7910, normas internacionales, y otros documentos. ICDA tiene limitaciones, y no todas las tuberías se pueden evaluar con éxito con ICDA. Estas limitaciones se identifican en la etapa de pre-evaluación. Para la aplicación exacta y correcta de esta norma, que se utilizará en su totalidad. El desarrollo del ICDA se basa en un conjunto de características de ductos que definen los procedimientos para que ICDA sea apropiado. La primera característica es que el gas transportado sea normalmente seco (por ejemplo, <7 libras / MMPC (112 g/m 3)), y cualquier transformación corta de agua con el tiempo se vaporiza a la fase gaseosa. Esta condición permite la acumulación de agua upstream de corto plazo, pero no se espera que la acumulación de agua downstream. Bajo esta limitación, se produce corrosión, en lugares aislados a lo largo de un ducto. Estos ductos se encuentran desprotegidos, y no tienen revestimientos internos que proporcionan protección contra la corrosión, así como también no se limpian con frecuencia haciendo uso de un chancho de limpieza (pig). 13
American Petroleum Institute (API) American National Standars Institute (ANSI) 15 British Standards Institute (BSI) 14
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Los intervalos de los parámetros para el modelado de flujo incluyen una mayoría prevista de líneas de transporte de gas y no se basan en limitaciones técnicas. Los límites son: a máxima velocidad superficial del gas de 25 pies/s (7,6 m/s); tamaño de la tubería 4 a 48 pulgadas (0,1 a 1,2 m) de diámetro, presión de 500 a 1.100 psi (3.4 a 7.6 MPa); y temperatura relativamente constante en toda la longitud del tubo (es decir, la temperatura ambiente y del suelo de hasta 130•F (54•C) en la descarga del compresor).
Cabe señalar que el electrolito es necesario pero no suficiente para la corrosión. La corrosión es posible sólo en la presencia de un electrolito, y la presencia de daños por corrosión indica que existía electrolito en esa ubicación. La ausencia de corrosión no proporciona información acerca de la acumulación de líquido debido a los factores ya mencionados, afectando tanto a la fuerza motriz potencial de corrosión y los costos. Para ICDA, agua líquida (es decir, "libre") se considera que es la principal fuente de electrólito corrosivo, glicol y gas húmedo se consideran secundarios, y no se consideran otras fuentes (por ejemplo, agua hidrostática). Lugares con los tiempos de exposición más largos a agua acumulada (u otro electrolito) generalmente tienen el daño a la corrosión más grave, a menos que el pH es tal que puede formar una película protectora. Esto es porque el agua que se acumula en más de un lugar de la tubería tendrá composición similar y la velocidad de corrosión similares. La composición del gas es uniforme en toda la longitud de la tubería hasta que la entrada de gas o salida cambia la composición. Cuando el agua se evapora, se concentra los sólidos disueltos, lo que tiende a aumentar la corrosividad. Esta condición tiende a hacer que los lugares más probables que se acumule el electrolito sean lugares más corrosivos. La actividad microbiana requiere agua, por lo que se espera que sea más grave en los puntos de acumulación de agua.
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Para muchas ductos se espera que se necesiten excavaciones y la inspección por radiografía o de transmisión ultrasónica. Cabe señalar que una vez que un sitio se ha expuesto, la instalación de una herramienta de control de la corrosión (por ejemplo, cupón, sonda, sensor de UT) esto puede permitir que un aumentar los intervalos de inspección y así se benefician de monitoreo en tiempo real en los lugares más susceptibles a la corrosión. No debe esperarse que las herramientas de control de la corrosión instalada en ubicaciones arbitrarias (por ejemplo, final de la línea) identifiquen otros lugares aislados en los que se pueden producir corrosión a lo largo de un ducto. Si los lugares más susceptibles a la corrosión están decididos a estar libre de daños, la integridad de una gran parte del ducto se puede garantizar, y los recursos se puede centrar en ductos donde la corrosión está determinado a ser más probable. Por supuesto, si se encuentra corrosión, un problema de integridad en potencia ha sido identificado, y el método también se considera exitoso.
4.2.1. EL USO DE MODELOS DE FLUJO PARA PREDECIR LOS PUNTOS DE ACUMULACIÓN DE LÍQUIDOS. El método ICDA se basa en la capacidad de identificar los lugares más probables para acumular electrolito. Estas ubicaciones se predijeron a partir de los resultados de la tubería de modelado de flujo de múltiples fases. OLGA-S fue elegida para caracterizar el comportamiento de flujo de fluido, ya que mejor extrapola a condiciones de campo que otros modelos de simulación disponibles y generalmente se considera que es el método por el estado de la técnica para la predicción de retención de líquido. Este método de modelado de flujo, en contraste con los métodos correlativos, se aplica el análisis mecanicista para el régimen de flujo multifases. Además, el modelo ha sido validado a través de los resultados de laboratorio a gran escala y las comparaciones de los datos de campo durante un período de casi veinte años. La validación de campo del programa se llevó a cabo a través de la verificación de Olga y el Programa de Mejoramiento (Ovip), un programa de investigación patrocinado por más de 10 Página | 83
compañías petroleras, en los que se compararon dos nuevas simulaciones y métodos correlativos anteriores a los datos de campo. Para los sistemas de gas húmedo, se encontró que la retención de líquido depende en gran medida de la velocidad del gas y el ángulo de inclinación. A tasas bajas, la retención de líquido puede aumentar por un factor de 100 o más como el ángulo de inclinación cambia una fracción de un grado. Otros modelos, que se basan en la correlación, no predicen este comportamiento. Para el flujo de gas-líquido, se han identificado cinco regímenes de flujo básicos, pero sólo dos se consideran relevantes para las tuberías de transporte de gas. Un ejemplo del mapa de flujo siguiendo el enfoque de Taitel 16 se muestra en la Figura 4.2. Estratificado suave, estratificado ondulado, anular con líquido disperso y burbujas dispersas, son posibles en el flujo de gas-líquido. En las tuberías de transmisión de gas, se supone que el volumen de la fase líquida (y por lo tanto velocidad superficial del líquido) es pequeño, porque las condiciones normales de funcionamiento son el gas de fase única, y existen líquidos libres en pequeños volúmenes durante trastornos episódicos. Flujo intermitente (es decir, slugging) se produce cuando se aumentan las tasas de líquidos, y se dispersa el flujo de burbujas requiere una fase líquida continua grande. El flujo anular requiere líquido suficiente para cubrir la pared de la tubería, pero incluso una pequeña cantidad de líquido dispersado puede ser arrastrada en la fase de gas. Por lo tanto, los regímenes de flujo estratificado (es decir, la película) y líquidos dispersos (es decir, las gotitas) son relevantes para las tuberías de transporte de gas. Como puede verse de la Figura 4.2, flujo estratificado se produce en un amplio intervalo de velocidades de gas siempre que la velocidad superficial de líquido (caudal de líquido dividido por el área de la
16
Y. Taitel, A. E. Dukler, “A Model for Predicting Flow Regime Transitions in Horizontal and Near Horizontal Gas-Liquid Flow”
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sección tubo transversal) es baja. Esta son las condiciones frecuentes que ocurren en las líneas de transporte de gas. Figura 4.2. Ejemplo del régimen del mapa de flujo en una tubería horizontal de 24 pulgadas I.D.
Fuente: Y. Taitel, A. E. Dukler, “A Model for Predicting Flow Regime Transitions in Horizontal and Near Horizontal Gas-Liquid Flow”
El Flujo de película estratificado se considera el mecanismo de transporte de agua líquida primaria, y se espera que las gotas de líquido arrastradas en el gas que se evapore debido a las tuberías de transmisión de gas que llevan nominalmente gas seco la mayor parte del tiempo. Droplets tienen alta relación en cuanto al área de la superficie y el volumen, el agua es expuesta directamente a la fase de gas, y la velocidad del gas cerca del Droplets es alta. Todos estos tres factores darán lugar a una rápida evaporación de los Droplets de agua en la fase de gas. El flujo de la película en comparación tiene características de transferencia de masa por evaporación menos favorables. Líquido en la parte inferior de una tubería tiene menos área de superficie por volumen que cuando se
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dispersa en forma de burbujas, la velocidad del gas en la superficie del líquido es más bajo, y es posible que un líquido menos volátil cubra la inhibición de la evaporación del agua. El flujo de película a lo largo de una tubería es impulsado por las fuerzas de la tensión de corte impuestas por el gas en movimiento y la gravedad determinada por la inclinación de la tubería. Tres condiciones se muestran en la
Figura 4.3. Un tubo de descenso no se acumula agua, porque tanto el flujo de gas y la gravedad mueven al líquido aguas abajo. Un tubo horizontal no se acumula agua si se mueve el gas debido a que el efecto de la gravedad es cero. Sin embargo, una tubería de subida crea una condición en la que la gravedad y la tensión de corte se oponen entre sí. La acumulación se produce cuando la fuerza aguas abajo de la gravedad es mayor que el efecto de esfuerzo cortante. El equilibrio entre la gravedad (haciendo que el líquido drene hacia atrás) y la tensión de corte entre el gas y el líquido (causando líquido a transportar hacia adelante) define el ángulo crítico para la acumulación de líquido. El efecto de la rugosidad de la pared de la tubería (por ejemplo, sólidos para aumentar o reducir el arrastre de recubrimientos) no se considera importante debido a que el esfuerzo cortante en esta ubicación es pequeña. Inclinaciones mayores al crítico acumularán agua, y las inclinaciones menores que el crítico permiten que el agua se lleve aguas abajo hasta que se alcanza una inclinación crítica (o el agua se evapora). Para una inclinación dada, el inventario de agua aumenta cuando la velocidad del gas cae por debajo de un umbral crítico. Para la baja carga líquida encontrada en las líneas de transporte de gas, este aumento es bastante dramático. Característicamente, fracciones de acumulación de líquido va a saltar desde menos de uno por ciento a varias decenas de ciento por ciento más, así como de una disminución de la velocidad del gas de menos de 5 por ciento. El agua se acumula preferentemente en la primera inclinación superior a un umbral crítico, y la entrada continua de agua sin evaporación, con el tiempo se carga todas las inclinaciones críticas con agua, por lo que gran aporte de agua a una Página | 86
línea llenará el primer punto de inclinación crítico y llevar a la próxima tendencia importante. Figura 4.3. El esfuerzo cortante equilibra la gravedad para determinar la acumulación de líquido
Fuente: GRI 02-0057. Internal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines Methodology.
4.2.1.1.
Los resultados del modelado de flujo.
Una serie de simulaciones de flujo multifásico se realizaron para determinar los efectos de la presión, temperatura, velocidad del gas, y el tubo de diámetro en ángulo crítico para la acumulación de agua. Los límites de este estudio paramétrico fueron la presión de operación de tuberías de 500 a 1.100 psi (3.4 a 7.6 Mpa), temper atura de 60 a 130•F (de 16 a 54• C,), a menos de 25 pies / s (7,6 m / s) de velocidad superficial del gas, y 4 a 48 (0,51 hasta 1,2 m) diámetro de la tubería. La inclinación crítica versus la velocidad de flujo ilustrar los resultados de la modelización de flujo. Los resultados de la predicción de ángulos críticos para tubo de 20 pulgadas (0,51 m) a 900 psi (6,2 MPa) y 60•F (16• C) se muestran en la Figura 4.4. A grandes ángulos de inclinación y bajas velocidades de gas, el agua se acumula en la tubería. En ángulos bajos y altas velocidades
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del gas, se transporta agua a través de la tubería aguas abajo hasta llegar a una inclinación de ángulo crítico o se evapora. La Figura 4.5., muestra el efecto de la presión en ángulo crítico para la acumulación de agua. Presiones más altas producen agua que más fácilmente es transportado aguas abajo. Para una velocidad del gas dado, el ángulo crítico necesario para sostener el agua aumenta con la presión. Por el contrario, una inclinación determinada en una tubería soportará agua a velocidades más bajas a medida que aumenta la presión. La Figura 4.6., muestra los efectos del diámetro de la tubería y de la temperatura. En diámetros de tuberías más grandes, se acumula líquido en ángulos inferiores al crítico a la misma velocidad del gas. A temperaturas más altas, el líquido se acumula en ángulos inferiores al crítico a la misma velocidad del gas, pero este efecto es relativamente pequeño. La temperatura superior de 130•F (54• C), representa una temperatura de salida de la estación de compresor,
el cual decae según17:
Ecuación 4.1
Donde T es la temperatura, alfa es una constante de proporcionalidad, y x es la distancia bajo la tubería. Para grandes ángulos y velocidades pequeñas, el agua se acumula. Para ángulos pequeños y grandes velocidades, el agua lleva a través.
17
J.Nossen, R. Shea, and J. Rasmussen, “New Developm ents in Flow Modeling and Field Data Verification”.
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Figura 4.4. Ángulos críticos para la acumulación de agua.
Fuente: GRI 02-0057. Internal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines Methodology Figura 4.5. Ángulos críticos para la acumulación de agua por medio de modelos de flujo multifásico.
Fuente: GRI 02-0057. Internal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines Methodology
Para combinar los resultados de las simulaciones en una expresión, un número de Froude modificado, F, similar a Taitel y Dukler se propone (que representa una proporción de la fuerza de gravedad a la tensión por unidad de área de inercia que actúa sobre un fluido):
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Ecuación 4.2
Donde • es la densidad, g es la gravedad, V es la velocidad superficial, y ! es el ángulo de inclinación. Los resultados de los ensayos del modelo para el número de Froude se representan gráficamente en la Figura 4.7. En los ángulos de menos de 0,5 grados, F es 0,33 con una desviación estándar de 0,07. En ángulos mayores de 2, F es 0,56 con una desviación estándar de 0,02. Se cree que los ángulos entre 0,5 y 2 grados a estar asociado con la transición laminar a turbulento. F se interpola linealmente en la zona de transición. Figura 4.6. Ángulos críticos para la acumulación de agua por medio de modelos de flujo multifásico. Efecto de la temperatura y el tubo de diámetro.
Fuente: GRI 02-0057. Internal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines Methodology
El número de Froude sirve para simplificar los cálculos, y una hoja de cálculo Excel se preparó de modo que se pide datos como la temperatura de entrada, diámetro de la tubería, la presión, la densidad del líquido y un factor de compresibilidad, Z, usada para calcular la densidad del gas dada por:
Ecuación 4.3
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Donde P es la presión, V es el volumen, n es el número de moles, R es la constante del gas, y T es la temperatura. Para la gama de condiciones del gas, un valor por defecto de 0,83 se utiliza para la compresión basada en la salida de simulaciones. Este valor es consistente con valores de la literatura 18. Figura 4.7. Factor F en función del ángulo crítico para la acumulación de agua. Los valores promedio de desviación estándar.
Fuente: GRI 02-0057. Internal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines Methodology
4.2.1.2.
Utilizando los resultados de los modelos de flujo.
Los resultados del modelado de flujo se utilizan para predecir los lugares en los que el agua comienza a acumularse si se introduce en la tubería. El agua se acumula en tramos de subida de la tubería. Esto es debido a que el esfuerzo cortante y las fuerzas de gravedad se equilibran en este punto. La condición en la que existe una gran cuesta arriba, como se encontraría en una colina o montaña la tubería se levanta, junto con la incertidumbre o la variación de la velocidad del 18
R. Reid, J. Prausnitz, and T. Sherwood, The Properties of Gases and Liquids, (New York: McGrawHill , 1977).
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gas, hace que la identificación de la ubicación de la acumulación de líquido dentro de la sección de la tubería sea más difícil. La inclinación por lo general se da en grados o radianes y se define como el cambio en la elevación. El seno de la inclinación da cambio en la elevación sobre una distancia de tubería:
Ecuación 4.4
Un ejemplo de perfil de elevación de una tubería se muestra en la Figura
4.8., junto con el perfil de inclinación resultante, calculada por:
Ecuación 4.5
Figura 4.8. Ejemplo de perfil de elevación de tuberías y la inclinación calculada.
Fuente: GRI 02-0057. Internal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines Methodology
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Los ángulos de inclinación se comparan con el ángulo crítico para la acumulación de agua predicha por el modelado de flujo. El primer ángulo de inclinación mayor que el ángulo crítico para la acumulación es la ubicación donde el agua se acumula primero. Esta ubicación es por lo tanto, es la más propensa a sufrir corrosión en comparación con la longitud restante de la tubería.
4.2.1.3.
Procedimiento para la elección de lugares detallados para exámenes/inspección.
Comparación de los ángulos críticos e inclinaciones reales para la ubicación donde se realizara exámenes detallados así como inspecciones. En esta parte se discute la selección de ubicaciones individuales a lo largo de una tubería, para luego con el tiempo determinar el número de ubicaciones donde habrá la suficiente confianza para identificar la corrosión interna. En un corto plazo, puede ser útil para seleccionar varios sitios redundantes, este número puede cambiar a medida que se adquiera más experiencia. Para tuberías que trabajan a velocidades de gas constantes, la primera inclinación con un valor mayor que el ángulo crítico representa la ubicación donde se acumula el agua primero. No se espera que todas las inclinaciones ascendentes con ángulos inferiores al ángulo crítico acumulen agua y por lo tanto no son susceptibles de corroerse. Todas las ubicaciones posteriores tampoco estarían expuestas al agua (ya que se acumula aguas arriba y se evapora), o se verían expuestos sólo después de la ubicación aguas arriba si se ha llenado con más líquido y posteriormente continúa con la siguiente inclinación. En este caso, la ubicación aguas arriba tendría un período de exposición más largo y por lo tanto se espera que la corrosión sea más severa. Para el caso de una tubería, donde todas las inclinaciones son menos que el ángulo crítico, se elige el ángulo de inclinación más alta para representar la longitud de la tubería de interés. La mayoría de las tuberías han experimentado una gama de velocidad del gas de cero a un máximo, lo que complica el procedimiento. Críticamente grandes
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inclinaciones atraparán el agua a cualquier velocidad hasta un máximo, pero lugares aguas arriba con ángulos de inclinación inferiores pueden atrapar el agua a velocidades de menos de la máxima. Debido a esto, el examen de las inclinaciones por encima del ángulo crítico se puede utilizar para evaluar la integridad de la tubería de aguas abajo, pero la integridad de la tubería aguas arriba sigue siendo desconocido. ICDA requiere la integración de datos de múltiples exámenes de campo y evaluaciones superficiales de tuberías internas, incluyendo las características físicas de la tubería y el historial de funcionamiento.
4.2.2. DIAGRAMA DE FLUJO ICDA. ANEXO A 4.2.3. ACTIVIDADES DE LA EVALUACIÓN ICDA. Para realizar esta metodología se debe seguir los siguientes 4 pasos:
4.2.3.1.
Pre-evaluación.
Los objetivos de la etapa de pre-evaluación son: Determinar si la ICDA es factible para la tubería que se está evaluando. Para identificar las regiones ICDA la etapa de pre-evaluación requiere la recopilación de datos, integración y análisis. La etapa de pre-evaluación debe realizarse de manera integral y completa. La etapa de pre-evaluación incluye las siguientes actividades:
4.2.3.1.1.
Recolección de datos.
En esta etapa se debe recopilar e integrar la información necesaria para evaluar la factibilidad de utilizar el Método ICDA, para respaldar el uso de un determinado modelo para identificar las ubicaciones de posible acumulación de electrolitos (líquidos) a lo largo del ducto, la identificación de las regiones ICDA, y los puntos potenciales de ingreso de líquido al sistema.
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Se requieren, el perfil de elevación precisa y completa, los datos de caudal, la presión y la historia, siendo estos esenciales para predecir la ubicación de la acumulación de líquido. La información mínima necesaria para el análisis es: Información establecida en ASNI/ASME 31.8S - A2: ·
Año de instalación, diámetro, espesor de pared.
·
Información de pruebas hidrostáticas pasadas e inspecciones directas e historial de fugas.
·
Análisis del gas, líquidos o sólidos (en particular H 2S; CO2; O2; agua libre y cloruros).
·
Resultados de cultivos bacterianos, dispositivos de detección de corrosión (cupones, probetas, etc.).
·
Parámetros operacionales (particularmente presión y velocidad).
·
Nivel de tensiones operacionales (%SMYS).
Información para respaldar la selección del modelo de identificación de puntos de acumulación de líquidos, entre otra: puntos de ingreso y salida de gas; ubicación de todos los puntos bajos del ducto, bucles, pendientes, extremos muertos, válvulas, manifolds, trampas, etc.; perfil del ducto con un detalle suficiente que permita calcular la pendiente de cada segmento del ducto; el diámetro del ducto y el rango de velocidades esperadas. Datos operacionales históricos que denuncien operaciones anormales, su lugar de ocurrencia y consecuencias, en particular asociadas a ingreso o formación de líquidos. Información de segmentos donde no se hayan utilizado chanchos de limpieza o bien dónde éstos pudieran haber depositado líquidos.
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Los datos recogidos en la fase de pre-evaluación se incluyen en los datos que son considerados en general un riesgo para la tubería (amenaza). Dependiendo del plan de gestión de la integridad de la tubería y su aplicación, se puede realizar la etapa de pre-evaluación junto con una evaluación directa de la corrosión externa (ECDA) u otros esfuerzos de evaluación de riesgos. En el caso de que se determine que suficientes datos no están disponibles o no se pueden recoger en algunas regiones que comprenden un segmento para apoyar la etapa de pre-evaluación, ICDA no se utilizará para estas regiones hasta que los datos apropiados se pueden obtener.
4.2.3.1.2.
Evaluación de la factibilidad de uso del ICDA.
Se debe analizar la información recopilada para determinar si el método es aplicable o no. Para ello se debe considerar lo siguiente: Normalmente el ducto no debe contener ningún líquido (incluyendo glicoles). El ducto no debe haber estado previamente en operación con un fluido donde el ICDA no es aplicable, (por ejemplo, petróleo crudo o productos derivados) a menos que se demuestre que o bien la corrosión interna no se produjo en el servicio anterior o que el daño anterior se ha evaluado por separado. El ducto no tiene revestimiento interno que proporciona protección contra la corrosión, para tuberías con revestimiento protector discontinuo, exámenes indirectos deben ser realizadas en lugares donde no exista protector. Si el historial del ducto muestra que existe o existió corrosión interna en la parte superior del ducto el ICDA no es aplicable. La utilización del chanchos de limpieza del ducto haya afectado los puntos de acumulación de líquido, con lo que el ICDA no predice la distribución del Página | 96
líquido en forma adecuada dada esta afectación, por lo tanto, la ICDA puede no ser apropiado para las tuberías que se han utilizado chanchos de limpieza rutinariamente. Se debe proporcionar justificación técnica cuando la ICDA se aplica a una tubería que tiene un historial de uso de los chanchos de limpieza. El uso de un inhibidor de corrosión puede afectar la aplicación de ICDA ya que la efectividad de éste puede no ser uniforme. Los ductos que contienen acumulaciones de sólidos, sedimentos, escamas, biofilm/biomasa no deben ser evaluados utilizando ICDA. Con base en la información recopilada como parte de la pre-evaluación, se debe determinar si la acumulación de sólidos son lo suficientemente importantes como para influir en la validez de los resultados ICDA a través de cualquiera de los mecanismos que se describen a continuación: ·
El aumento de la corrosión a través de retención de agua en el interior de una matriz porosa o debajo de una capa sólida.
·
El aumento de la corrosión a través de la formación de una celda de concentración.
·
La disminución de la corrosión a través de la formación de una capa protectora.
·
El cambio de velocidades de corrosión debido a la influencia de las bacterias. ICDA asume las propiedades del material uniforme a lo largo de un
segmento de tubería. Se considera las diferencias, como el tipo de soldadura, la geometría y los defectos de material.
4.2.3.1.3.
Identificaciones de regiones ICDA.
Una región de la ICDA es una porción de tubería con una longitud definida. Una longitud definida es cualquier longitud de tubo hasta que una nueva
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entrada en el ducto se introduce con la posibilidad de entrada de agua en la tubería. Al definir las regiones ICDA también se deben considerar los cambios de variables de proceso (como temperatura y presión). Estos cambios pueden ser tratados como: Que generan una nueva región ICDA. No generan una nueva región ICDA pero debe ser considerados al momento de calcular el ángulo crítico Para ductos que tienen o han tenido flujo bi-direccional, se deben establecer regiones ICDA para cada sentido del flujo y ser evaluadas en forma independiente.
4.2.3.2.
Inspección indirecta ICDA.
El objetivo de la inspección indirecta ICDA es el uso de los resultados del modelado de flujo para predecir los lugares con más probabilidades de haber sufrido corrosión interna dentro de cada región de la ICDA. El paso de inspección indirecta ICDA se basa en la capacidad de identificar lugares más probables para acumular agua y es aplicable a las tuberías de flujo estratificado siendo este el mecanismo de transporte de líquido primario. La inspección indirecta ICDA incluirá cada una de las siguientes actividades, para cada región ICDA: Realización de cálculos de flujo multifásico a partir de datos recogidos para determinar el ángulo de inclinación crítica de acumulación de líquido. Producir un perfil de inclinación de la tubería.
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La identificación de sitios donde la corrosión interna puede estar presente, mediante la integración de los resultados del cálculo de flujo con el perfil inclinación del ducto.
4.2.3.2.1.
Cálculos de modelado de flujo.
Se debe predecir los parámetros críticos para la acumulación de agua utilizando cálculos de modelado de flujo para cada región ICDA identificado. Cualquier enfoque de modelado de flujo de múltiples fases válida para pequeños volúmenes de líquido es aceptable. El enfoque de modelado de flujo simplificado se puede aplicar a todos los sistemas con flujo estratificado, existen cálculos de apoyo dentro de los siguientes límites: Diámetro nominal de la tubería es entre 0,1 y 1,2 m (4 y 48 pulgadas) Las presiones de menos de 9 MPa (1100 psi). Un método simple para predecir el ángulo de inclinación crítico (•) utiliza una correlación obtenido entre sen (•) y la proporción de fuerza de inercia de gas
a la fuerza gravitatoria del líquido, la combinación de los resultados de simulación se presenta en la siguiente ecuación 19, y es similar a otras expresiones 20,21:
Ecuación 4.6
Donde:
19 20
Ángulo de inclinación crítico (grados) Densidad del líquido
ANSI/ASME B31.8 “Gas Transmission and Distribution Piping Systems”.
O.C. Moghissi, L. Nor ris, P. Dusek, B. Cookingham, “Internal Corrosion Direct Assessment of Gas
Transmission Pipelines,” CORROSION/2002, paper no. 87 21 O.C. Moghissi, L. Norris, P. Dusek, B. Cookingham, N. Sridhar, “Internal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines –Methodology,” GTI Final Re port GRI-02/0057
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Densidad del gas (determinado por la presión total y la temperatura)
Id =
Diámetro interno
Velocidad superficial del gas
Aceleración debido a la gravedad
Las unidades de densidad de gas y líquido deben ser las mismas, y las unidades para la velocidad, la constante gravitacional, y el diámetro deben ser consistentes. Se debe tener en cuenta un factor de compresibilidad, Z, en estos cálculos, así como cualquier comportamiento no ideal en la determinación de la densidad del gas. La siguiente expresión, representa este factor:
Ecuación 4.7
Donde:
Factor de Compresibilidad Presión Volumen
Número de moles Constante del gas Temperatura absoluta
Los valores de Z a diferentes condiciones, y la orientación sobre las ecuaciones de gases no ideales, se pueden encontrar en los textos básicos de referencia. 22,23 Ecuación de Van der Waal se utiliza para simular el comportamiento no lineal de los gases no ideales (reales):
Ecuación 4.7
Donde a y b son constantes críticas de los gases transportados.
22
J. O’Connell, B. Poling, J. Prausnitz, The Properties of Gases and Liquids, 5th ed. (New York, NY:
McGraw-Hill, 2001). 23
R. Perry, D. Green, Perry’s Chemical Engineers’ Handbook, 7th ed. (New York, NY: McGraw-Hill,
1997).
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La Velocidad superficial (V g) y el ángulo inclinación crítico se calcula usando factor el de compresibilidad (Z) y la ecuación de Van der Waal pueden ser diferentes. Para obtener los cálculos de flujo de la ICDA, el operador deberá utilizar el más alto ángulo de inclinación crítico resultante de la combinación de parámetros de proceso (es decir, la presión, temperatura, y velocidad superficial del gas) a la que la tubería ha sido expuesto a lo largo de su historia operativa. Si la historia de las condiciones de flujo está bien documentada, la selección del ángulo de inclinación crítico puede ser óptima.
4.2.3.2.2.
Cálculo del perfil de inclinación.
Se deberá calcular el perfil de inclinación de la tubería. La precisión del perfil de inclinación es crítica para el éxito de la ICDA, y la exactitud de los métodos para medir el perfil debe ser documentada (incluido el examen de la tubería de la profundidad de la cubierta). El perfil de inclinación se compone de varios conjuntos de datos de puntos de cada región ICDA examinados y se calcula mediante la ecuación:
Ecuación 4.8
En las mediciones de elevación se debe tomar intervalos que capturan todos los cambios relevantes en el perfil de inclinación. El intervalo mínimo depende de la tubería específica que está siendo evaluado, el terreno, y otras características. La incertidumbre en el perfil de inclinación debe ser estimada en base a la exactitud de los datos de elevación. Se documenta el procedimiento de recolección de los datos de elevación, los datos de elevación obtenidos y las hipótesis formuladas en este proceso, el
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método para determinar la incertidumbre del perfil de inclinación, y esta incertidumbre.
4.2.3.2.3.
Selección del sitio – General.
Lugares en los que la corrosión interna puede existir, se determinará mediante la integración de los resultados de los modelos de flujo con el perfil inclinación de la tubería. La selección debe incluir la consideración de los ángulos de inclinación en los cruces de carreteras, ríos, zanjas de drenaje, y otros lugares. Se identifica posibles sitios de corrosión interna, la acumulación de líquidos podría ocurrir en base a la comparación de los cálculos del ángulo de inclinación críticos con los resultados del perfil de elevación. Si ha habido flujo bidireccional a través de la tubería, las inclinaciones de la dirección opuesta, se considerarán como regiones ICDA separadas, y cada dirección debe tratarse por separado. Se espera que ocurra acumulación de agua en tramos de subida (o en el inicio de los tramos de subida) de la tubería en la dirección del flujo.
4.2.3.2.4.
Selección del Sitio – Específico.
Si los datos recogidos incluyen información acerca del período de tiempo de una tubería, rangos de velocidad experimentados, se debe evaluar la importancia de los rangos utilizando modelos de flujo. Para cada región de la ICDA, se debe encontrar el primer ducto de inclinación aguas abajo desde el principio de la región, mayor que el ángulo de inclinación crítico determinado por la gama de condiciones de funcionamiento y los resultados de los modelos de flujo. Si todas las inclinaciones tienen ángulos más pequeños que el crítico, Se elige el ángulo de mayor inclinación en la región ICDA.
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Para un cambio de elevación pequeño, asociado con una función (por ejemplo, un cruce de carretera), la acumulación de agua se produce comúnmente en el segmento corto cuesta arriba, lo que indica una sección limitada de la tubería para examinar o inspeccionar. Cuando existe, una larga cuesta arriba como la que se encuentra en una colina o montaña, la identificación de la ubicación de la acumulación del líquido dentro de la sección de la tubería puede ser más difícil, y la ubicación de la acumulación del líquido puede producirse en un área mayor. En algunos casos, drips u otros componentes de la instalación donde se acumulan líquido pueden servir como puntos de examen detallado. Si ellos no se pueden utilizar como puntos de examen, éstos deberán evaluarse por separado. Los componentes pueden ser utilizados como puntos de examen de la ICDA si se puede demostrar, que ellos: Tienen una operación de diseño y mantenimiento que efectivamente atrapa líquidos Tienen un ambiente de corrosión que, o bien es representativa o es más grave que la que existe en la tubería.
4.2.3.2.5.
Comparación y Análisis.
Para todos aquellos c asos en que •i • (critico), se tiene un posible punto de acumulación de líquido, es decir una ubicación ICDA. Las ubicaciones ICDA se determinan en función del análisis de la información de la Etapa 1: pre evaluación y de análisis de ángulos críticos. Se evaluarán los resultados de la inspección indirecta. Se recogerán los datos adicionales, y si es necesario el análisis debería repetirse.
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4.2.3.3.
Inspección directa ICDA.
Los objetivos de la Inspección Directa ICDA son: Para determinar si la corrosión interna existe en lugares seleccionados en la Inspección Indirecta ICDA. Utilizar los resultados para evaluar el estado general de la región DGICDA. Este procedimiento detallado se centra en los esfuerzos de la exploración de ubicaciones y sus características más probabilidades de experimentar corrosión interna. Se debe realizar la excavación y la posterior inspección suficiente para identificar y caracterizar las características de corrosión interna en el tubo. Durante la fase de examen detallado, defectos que no sean la corrosión interna se pueden encontrar, tales como corrosión externa, daños mecánicos, y SCC (corrosión bajo tensión), los métodos alternativos deben ser considerados para evaluar el impacto de tales tipos de defectos. Los métodos alternativos se dan en ASME B31.8, API 1160, ANSI/API 579, BS 7910, normas NACE, normas internacionales, y otros documentos. La prioridad en el que se realizan excavaciones y exámenes detallados se determinará mediante la comparación de los resultados del modelo de flujo con el perfil de la inclinación de la tubería. Una alternativa al proceso de examen detallado, es optimizar el número de excavaciones necesarias para la evaluación de la ICDA por análisis de ingeniería (incluyendo métodos probabilísticos). El uso de un enfoque alternativo deberá estar justificada técnicamente, la metodología, así como documentado.
4.2.3.3.1.
Proceso de examen detallado.
La selección y análisis de sitios para su examen detallado se basarán en el diagrama de flujo que detalla todo el proceso. Como se muestra en el ANEXO
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A. Cualquier desviación de este proceso debe ser técnicamente justificada y con las razones documentadas. En resumen, lugares con inclinación mayor que el ángulo crítico deben ser examinados. Dos posiciones consecutivas deben encontrarse libres de corrosión interna para completar la evaluación. Además, un tercer examen en proximidades de la ubicación con inclinación mayor que el ángulo crítico sirve como validación de la evaluación. Si no existen ángulos mayores que el crítico, el más grande debe ser examinado. Si no se encuentra la corrosión, se selecciona la siguiente ubicación aguas abajo. Si no se encuentra a la corrosión, una ubicación adicional (al lado más grande) sirve como validación. Para tener en cuenta el flujo mínimo anterior (es decir, si el flujo en estado estacionario no se puede documentar), al menos dos inspecciones se deben realizar, que se define entre el comienzo de la región de la ICDA y el primer sitio examinado. Si sólo hay una ubicación con inclinación aguas arriba de la primera inspeccionada, sólo un sitio debe ser inspeccionado en la subregión. Si no hay lugares con inclinaciones de la subregión, no es necesario inspeccionar en esa subregión. Si la tubería ha experimentado el flujo bidireccional, se considerará el efecto(s) de cambiar la dirección del flujo en la distribución de la corrosión en los sitios seleccionados. Esto es, además de tratar las direcciones de ida, se trata como regiones separadas. Uno de los siguientes criterios se utilizará en las mediciones para determinar la presencia significativa de corrosión interna. Estos criterios son la base para determinar el número de exámenes detallados requeridos. La pérdida de metal por la corrosión interna se considera significativa si el espesor de la pared es menor que el mínimo nominal especificado (compensación por la pérdida de metal de la corrosión externa se puede hacer). Página | 105
Por ejemplo, las tuberías que operan a menos de 72% del límite elástico mínimo especificado (SMYS) tendrían un criterio de 10% (basado en la tolerancia de la pared24) para indicar la presencia de la corrosión interna. En este caso, los sitios de excavación adicionales para ICDA se activan cuando el espesor de la pared es menos de 90% del espesor especificado. Un análisis de tuberías específico se puede realizar para desarrollar criterios significativos de corrosión interna. El análisis podría incluir la consideración de pérdida de metal y los años de servicio de la tubería. Cuando el proceso de examen detallado identifica la existencia de corrosión interna grave, se deberá volver a la pre-evaluación, ya que la aplicabilidad de la ICDA está en cuestión. Cuando se realiza la etapa de examen detallado, Se realizan mediciones detalladas, y precisas del espesor de la pared, así como determinar la longitud axial de las indicaciones de pérdida de pared presentes. La longitud de la tubería afectada por la acumulación de agua puede ser importante en algunas situaciones, y se debe tener cuidado en la selección adecuada de la técnica de NDE. El resto de valores de espesor de pared deben ser identificados. Métodos de ensayo no destructivos utilizados para determinar el espesor de la tubería en las zonas corroídas se realizarán de conformidad con los procedimientos y normas NACE aplicables por personas calificadas. Se deberá evaluar o calcular la fuerza restante de los lugares donde se encuentra la corrosión. Ejemplos de métodos de cálculo de la fuerza restante se encuentra en la norma ASME B31G.
24
API Specification 5L (latest revision), “Specification for Line Pipe” (Washington, DC: API).
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Los procedimientos de inspección, los datos detallados de espesor de pared, y los cálculos de resistencia deben ser conservados para los registros ICDA del gasoducto.
4.2.3.3.2.
Otros componentes de las instalaciones.
En algunos casos, los drips u otros componentes de las instalaciones pueden servir como puntos de examen ICDA Si la geometría de la instalación restringe la evaporación, es posible que la corrosión sea más grave en el interior del aparato, incluso si se encuentran aguas abajo de la línea principal con una inclinación mayor que el ángulo crítico. Por lo tanto, se deberá examinar al menos un dispositivo Por lo tanto, el operador de canalización examinará al menos un accesorio de diseño similar donde el agua puede ser atrapada directamente aguas abajo de un ducto de inclinación con un ángulo mayor que crítico. La decisión de no realizar los exámenes de otras instalaciones aguas abajo debe ser justificada y documentada.
4.2.3.3.3.
Excavación e inspección.
Se debe utilizar las normas suplementarias para realizar la detección y mitigación de la corrosión debido a que estos no se incluyen en el alcance de la norma ICDA. Sin embargo, se recomiendan mejoras para el monitoreo en tiempo real y la accesibilidad futura de la ICDA, aparatos que deben ser instalados al mismo tiempo que las excavaciones / inspecciones. Una vez que el sitio ha sido expuesto, se puede instalar un dispositivo de control de la corrosión (por ejemplo, cupón, sonda electrónica, sensor ultrasónico, o matriz de resistencia eléctrica, etc.) que permiten determinar los intervalos de inspección y se benefician de vigilancia en los lugares más susceptibles a corrosión interna.
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No se espera que Cupones instalados en ubicaciones arbitrarias (por ejemplo, el extremo de la tubería) para representar una tubería con la corrosión interna que varía con la localización. Los resultados de la herramienta I.L.I. (u otra evaluación), para una parte aguas arriba de la tubería dentro de una región pueden proporcionar información que puede ser utilizada para ayudar a evaluar la condición de aguas abajo de la tubería donde un chancho no se puede ejecutar. Debido a que ICDA predice que la corrosión es más probable hacia arriba que abajo, verificación de la integridad de los lugares aguas arriba permite una conclusión que se puede extraer sobre las ubicaciones de aguas abajo. Uso de los datos de I.L.I. para una evaluación detallada debe ser complementado por la excavación y la inspección de acuerdo con los sitios identificados en la etapa de inspección indirecta del ICDA. Si se determina que los lugares más susceptibles a la corrosión interna debido a la presencia de acumulación de agua están libres de la pérdida de metal, la integridad de una gran parte de kilometraje tubería ha sido asegurada en relación con esta amenaza a la corrosión, y los recursos se centrarán en las tuberías que son más probables a la corrosión interna.
4.2.3.3.4.
Ensayos no destructivos (E.N.D.) para determinar el espesor del ducto.
Los ensayos no destructivos son pruebas utilizadas para determinar el estado físico y mecánico de los equipos y facilidades, sin alterar las propiedades físicas, químicas, mecánicas o dimensionales del material, mediante el uso de fenómenos físicos tales como: ondas electromagnéticas, acústicas, emisión de partículas subatómicas y capilaridad entre otros. No obstante, cuando se aplica
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este tipo de pruebas no se busca determinar las propiedades físicas inherentes de la pieza, sino verificar su homogeneidad y continuidad. De acuerdo con su aplicación, los ensayos no destructivos, se divide en: ·
Técnicas de inspección superficial.
·
Técnicas de inspección volumétrica.
·
Técnicas de inspección de la integridad o hermeticidad. Tabla 4.1. Ensayos no destructivos (END).
TECNICAS DE INSPECCIÓN SUPERFICIAL Mediante éstas sólo se comprueba la integridad superficial de un material. Por tal razón su aplicación es conveniente cuando es necesario detectar discontinuidades que están en la superficie, abiertas a éstas o a profundidades menores a 3mm. Este tipo de inspecciones se realiza por medio de cualquiera de los siguientes ensayos no destructivos. Esta es una técnica que requiere de una gran cantidad de información acerca de las características de la pieza a ser examinada,
para una
acertada interpretación de las posibles indicaciones. Está ampliamente demostrado
que cuando se aplica correctamente como inspección
preventiva, detecta problemas que pudieran ser mayores en los pasos subsecuentes de producción o durante el servicio de la pieza. Aun cuando para ciertas aplicaciones no es recomendable, es factible detectar muchos problemas en caso determinados, mediante la inspección realizada por una Inspección visual (VT)
persona bien entrenada. Una persona con “ojo entrenado” es alguien que ha
aprendido a ver las cosas en detalle. Al principio todos asumimos que es fácil adquirir esta habilidad; sin embargo requiere de ardua preparación y experiencia. Tal vez uno de los mayores problemas de la aplicación de la inspección visual es enseñar y hacer comprender a los inspectores que no se puede ver todo tan sólo con la observación directa y que en algunas ocasiones es necesario saber leer planos y dibujos técnicos; o bien, saber emplear diferentes instrumentos para ayudar a la Inspección visual. Por otra parte,
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los avances tecnológicos han permitido: La adaptación de sistemas de gran iluminación por medio de fibras ópticas. El empleo de sistemas de video para el registro permanente de la inspección y de sistemas cromáticos (a colores) para una mejor inspección de interiores. La inspección por líquidos penetrantes es empleada para detectar e indicar discontinuidades que afloran a la superficie de los materiales examinados. En términos generales, esta prueba consiste en aplicar un líquido coloreado o fluorescente a la superficie a examinar, el cual penetra en las discontinuidades del material debido al fenómeno de capilaridad. Después de cierto tiempo, se remueve el exceso de penetrante y se aplica un revelador, el cual generalmente es un polvo blanco, que absorbe el líquido que ha penetrado en la discontinuidad y sobre la capa de revelador se delinea el contorno de ésta. Actualmente existen 18 posibles variantes de Líquidos penetrantes
inspección empleando este método; cada una de ellas ha sido desarrollada
(PT)
para una aplicación y sensibilidad especifica. Así por ejemplo, si se requiere detectar discontinuidades con un tamaño de aproximadamente medio milímetro (0,012” aprox.), debe emplearse un penetrante fluorescente,
removible por post-emulsificación y un revelador seco. Por otra parte, si lo que se necesita es detectar discontinuidades mayores a 2,5 mm (0,100”
aprox.), conviene emplear un penetrante contraste, lavable con agua y un revelador en suspensión acuosa. Las aplicaciones de los líquidos penetrantes son amplias y por su gran versatilidad se utilizan desde la inspección de piezas críticas, cono son los componentes aeronáuticos, hasta los cerámicos como las vajillas de uso doméstico. La inspección por partículas magnéticas permite detectar discontinuidades superficiales y subsuperficiales en materiales ferromagnéticos.
Se
selecciona usualmente cuando se requiere una inspección más rápida que con los líquidos penetrantes. Partículas magnéticas (MT)
El principio del método es la formación de distorsiones del campo magnético o de los polos cuando se genera o se induce éste en un material ferromagnético; es decir, cuando la pieza presenta una zona en la que existen discontinuidades
perpendiculares a
magnético, este se deforma o produce polo.
las
líneas
del
campo
Las distorsiones o polos
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atraen a las partículas magnéticas, que fueron aplicadas en forma de polvo o suspensión en la superficie sujeta a inspección y que por acumulación producen las indicaciones que se observan directa o bajo luz ultravioleta.
visualmente
de
manera
Actualmente existen 32 variantes del
método, que al igual que los líquidos penetrantes sirven para diferentes aplicaciones y niveles de sensibilidad. En este caso, antes de seleccionar alguna de las variantes, es conveniente estudiar el tipo. El electromagnetismo, anteriormente llamado Corrientes de Eddy o de Foucault,
se
emplea
para
inspeccionar
materiales
que
sean
electroconductores, siendo especialmente aplicable a aquellos que no son ferromagnéticos. La inspección por Corriente de Eddy está basada en el efecto de inducción electromagnética. Su principio de operación es el siguiente: Se emplea un generador de corriente alterna, con una frecuencia generalmente comprendida entre 500 Hz y 5.000 Hz. El generador de corriente alterna se conecta a una bobina de prueba, que en su momento produce un campo magnético. Si la bobina se coloca cerca de un material que es eléctricamente conductor, el campo magnético de la bobina, llamado primario, inducirá una corriente eléctrica en el material Electromagnetismo
inspeccionado.
A su vez, esta corriente generará un
(ET)
magnético (campo secundario),
nuevo
campo
que será proporcional al primario, pero
de signo contrario. En el momento en que la corriente de la bobina se vuelve cero, el campo magnético secundario inducirá una nueva corriente eléctrica en la bobina. Este efecto se repetirá cuantas veces la corriente cambie de fase (al pasar de positivo a negativo y viceversa). Es predecible que el electromagnetismo se generará entre conductores adyacentes en cualquier momento en que fluya una corriente alterna. Este técnica cuenta con una amplia gama de alternativas, cada una con un objetivo específico de detección; por lo que antes de comprar un equipo a las sondas es necesario definir la forma del material que se va a inspeccionar, la localización y el tipo de discontinuidades que se deseen detectar y evaluar, con el fin de tener el equipo más versátil y adecuado para la inspección.
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TÉCNICAS DE INSPECCIÓN VOLUMÉTRICA Su aplicación permite conocer la integridad de un material en su espesor y detectar discontinuidades internas que no son visibles en la superficie de la pieza. Este tipo de inspección se realiza por medio de cualquiera de los siguientes ensayos. El caso de la radiografía industrial, como ensayo no destructivo, es muy interesante, pues permite asegurar la integridad y confiabilidad de un producto; además, proporciona información para el desarrollo de mejores técnicas de producción y para el perfeccionamiento de un producto en particular. La Inspección por RT se define como un procedimiento de inspección no destructivo de tipo físico, diseñado para detectar discontinuidades macroscópicas y variaciones en la estructura interna o configuración física de un material. En la Figura 4.9 se muestra una imagen del arreglo radiográfico empleado con mayor frecuencia. Figura 4.9. Arreglo radiográfico convencional.
Radiografía industrial (RT)
Fuente: CENDE. Capacitación en Ensayos no Destructivos del Ecuador, Quito. 2004
Al aplicar RT, normalmente se obtiene una imagen de la estructura interna de u na pieza o componente, debido a que este método emplea radiación de alta energía, que es capaz de penetrar materiales sólidos, por lo que el propósito principal de este tipo de inspección es la obtención de registros permanentes para el estudio y
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evaluación de discontinuidades presentes en dicho material. El principio físico en el que se basa esta técnica es la interacción entre la materia y la radiación electromagnética, siendo esta última de una longitud de onda muy corta y de alta energía. Durante la exposición radiográfica, la energía de los rayos x o Gamma es absorbida o atenuada al atravesar un material. Esta atenuación es proporcional a la densidad, espesor y configuración del material inspeccionado. Esta radiación provoca la impresión de la película radiográfica, que corresponde al negativo de una fotografía.
Entre mayor sea la cantidad de radiación
que incida sobre la película, más se ennegrecerá ésta. La inspección por Ultrasonido Industrial (UT) se define como un procedimiento de inspección no destructiva de tipo mecánico, que se base en la impedancia acústica, la que se manifiesta como el producto de la velocidad máxima de propagación del sonido entre la densidad de un material. Los equipos de ultrasonido que empleamos actualmente permiten detectar discontinuidades superficiales, subsuperficiales e internas, dependiendo del tipo de palpador utilizado y de las frecuencias que se seleccionen dentro de un ámbito de 0,25 hasta 25 MHz. Ultrasonido industrial (UT)
El Ultrasonido Industrial es un ensayo no destructivo ampliamente difundido en la evaluación de materiales metálicos y no metálicos. Es frecuente su empleo para la medición de espesores, detección de zonas de corrosión, detección de defectos en piezas que han sido fundidas y forjadas, laminadas o soldadas; en las aplicaciones de nuevos materiales como son los metalcerámicos y los materiales compuestos, ha tenido una gran aceptación, por lo sencillo y fácil de aplicar como método de inspección para el control de calidad de materiales, bien en el estudio de defectos (internos, subsuperficiales y superficiales)
y
en la
toma
de
mediciones como: medición de espesores (recipientes de acero, capa de grasa en animales, etc.), medición de dureza, determinación del ni vel de líquido, etc., El principio de la Emisión Acústica (AET) es la detección de ondas elásticas que Emisión acústica
se crean de forma espontánea en aquellos puntos del material que se está deformando de manera elástica o plástica, al ser sometido a un esfuerzo (carga
Página | 113
estática o dinámica), o por esfuerzos residuales que están presentes en el material. Las deformaciones del tipo cortante o que produzcan deslizamiento de los planos cristalinos son las fuentes principales de la emisión acústica. En el caso de los
metales,
deslizamientos
la
emisión
detecta la acumulación
de
los
y dislocaciones intercristalinas, que en caso de continuar el
esfuerzo darán inicio a una fractura. Es conveniente mencionar que cuando un material está sano, la emisión más intensa se produce en la porción elástica de la curva de esfuerzo – deformación, alcanzando su máximo en el punto del límite elástico; a partir del cual la emisión decrece abruptamente. La posible causa de este comportamiento es el efecto que puede tener sobre la movilidad de los planos de dislocación el endurecimiento por deformación que presenta el material al ser sometido a tensión. Sin embargo, cuando el material presenta una discontinuidad y ésta se propaga, se tiene una emisión constante que se va incrementando hasta que el material falla por fractura. Tal vez uno de los inconvenientes que presenta esta técnica de inspección es que la emisión continua es un proceso irreversible (efecto Kaiser); esto quiere decir que una vez que el material ha sido sometido a esfuerzo hasta un valor determinado, y después e reduce el esfuerzo, cuando se vuelva a someter a tensión el material, la emisión se iniciará sino hasta que se exceda el valor máximo del primer esfuerzo.
TÉCNICAS DE INSPECCIÓN DE LA INTEGRIDAD O HERMETICIDAD Son aquellas en las que se comprueba la capacidad de un componente o de un recipiente para contener un fluido (líquido o gaseoso) a una presión superior, igual o inferior a la atmósfera, sin que existan pérdidas apreciables de presión o de volumen del fluido de prueba en un período previamente establecido. Este tipo de inspección se realiza empleando cualquiera de los siguientes ensayos: Pruebas por cambio de presión: Hidrostáticas y Neumática. Pruebas por pérdida de fluido: Cámara de burbuja, Detector de halógenos, Espectrómetro de masas, Detector ultrasónico, Cámara de vacío. Fuente: Elaboración propia.
Página | 114
4.2.3.4.
Post-evaluación y monitoreo.
El plan ICDA debe contener provisiones para evaluar la efectividad del método y para monitorear los segmentos donde se haya detectado corrosión interna.
4.2.3.4.1.
Evaluación de la efectividad del método.
En un plazo no superior a un año se debe evaluar la efectividad del método como una herramienta útil para abordar la amenaza de corrosión interna y determinar si un determinado segmento debe ser re-evaluado. La eficacia del proceso ICDA se determina por la correlación entre la corrosión detectada y las localizaciones predichas para ICDA. Las mejoras como resultado de esta evaluación se incorporarán en las futuras aplicaciones de la ICDA.
4.2.3.4.2.
Re-evaluación y monitoreo continuo.
Se deberá monitorear en forma permanente todos los segmentos del ducto donde se haya detectado corrosión interna utilizando técnicas como cupones, probetas o ultrasonido, donde se extraiga en forma periódica líquido de los puntos bajos, y donde se analice químicamente dichos líquidos en busca de productos de la corrosión. Se debe establecer la periodicidad del monitoreo y el análisis de líquidos en función de todas las evaluaciones de integridad disponibles y los factores de riesgo específicos de cada segmento de ducto. Si se descubre evidencia de productos de la corrosión debe: Realizar inspecciones directas aguas abajo del punto donde el electrolito pudo haber entrado al ducto.
Página | 115
Evaluar el segmento utilizando alguno de los otros métodos de inspección establecidos en el plan de inspección.
4.2.3.5.
Registros ICDA.
A continuación se detallan los registros que deben guardarse y/o generase en cada de las etapas del método. Todas las decisiones que se tomen durante el desarrollo del mismo deben quedar debidamente documentadas. Los registros deben guardarse por toda la vida del ducto.
4.2.3.5.1.
Documentación de la Pre-evaluación.
Se registrarán todas las medidas y decisiones tomadas en la preevaluación. Tal como: Los elementos de datos recogidos para el segmento a evaluar, de acuerdo con la Tabla 4.2.: Tabla 4.2. Datos esenciales para el uso de la m etodología ICDA
CATEGORIA Historial de Funcionamiento
Ubicaciones de las Entradas y Salidas
Longitud Definida
Inhibidor de Corrosión
Perfil de Elevaciones
Información de la Prueba Hidrostática
Características de las Inclinaciones Datos de Reparación/Mantenimiento Diámetro y Espesor de la Pared
Localización de Fugas
Presión de Funcionamiento
Calidad del Gas
Tasa de Flujo
Monitoreo de la Corrosión
Temperatura
Existencia y Ubicación de Recubrimientos
Contenido de Vapor de Agua Fuente: NACE SP0206 Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carrying Normally Dry Natural Gas (ICDA).
Página | 116
Los métodos y procedimientos utilizados para integrar los datos recogidos para determinar cuándo pueden y no se pueden utilizar las herramientas de inspección indirectos. Características y límites de las regiones ICDA.
4.2.3.5.2.
Inspección indirecta.
Se registrarán todas las acciones y decisiones de inspección indirecta. Estos pueden incluir, pero no se limitan a lo siguiente: Ubicaciones Geográficamente referenciadas del punto de cada región de la ICDA y cada punto fijo utilizado para determinar la ubicación de cada medición inicial y final. Procedimientos para determinar la precisión de los perfiles de inclinación.
4.2.3.5.3.
Inspección directa.
Se registrarán todas las decisiones y acciones detalladas de fiscalización. Estos pueden incluir, pero no se limitan a lo siguiente: ·
Los datos recogidos antes y después de la excavación.
·
Medida de pérdida de metal por corrosión.
·
Los datos usados para identificar otras áreas que pueden ser susceptibles a la corrosión.
·
Los datos utilizados para estimar las tasas de crecimiento de corrosión.
·
Planes para las actividades de mitigación.
·
Descripciones y justificaciones de la selección de otros sitios adiciones o re-priorizaciones.
4.2.3.5.4.
Post-Evaluación.
Se registrarán todas las medidas y decisiones posteriores a la evaluación. Estos pueden incluir, pero no se limitan a, los siguientes:
Página | 117
·
Los resultados y el método de cálculo de vida remanente.
·
Determinación del tamaño máximo de daños que permanecen.
·
Cálculo de la tasa de corrosión.
·
Método de evaluación de la vida restante.
·
Resultados de las fuerzas restantes.
Re-evaluación de los intervalos, que incluye técnicas de justificación para seleccionar el método de re-evaluación y actividades programadas. ·
Criterios utilizados para evaluar la efectividad del método y sus resultados.
·
Datos e información de las evaluaciones periódicas.
·
Monitorear los registros.
Página | 118
CAPITULO V APLICACIÓN PRÁCTICA DE LA METODOLOGÍA ICDA GASODUCTO AL ALTIPLANO (GAA) El Gasoducto de interés tiene diámetros de 10 y 6 pulgadas, con una longitud total de 779 kilómetros, Las condiciones de proceso se muestran a continuación. (Tabla 5.1.) La tubería de interés se divide en 8 tramos principales: Tabla 5.1. Especificaciones del Gasoducto al Altiplano GAA.
DUCTO
Rio Grande – Samaipata(119km) Samaipata – Oconi(233km) Oconi – Buena Vista(249km) Buena Vista – Huayñacota(430km) Huayñacota – Parotani(454km) Parotani – Oruro(580km) Oruro – Sica Sica(686km) Sica Sica – Senkata(780km)
PRESIÓN LONGITUD
DIÁMETRO
DIÁMETRO INTERNO
ESPESOR
CAUDAL
(plg.)
(MMPCD)
(psig)
(mts.)
(plg.)
1420
118934
10
9.5
0.25
47.5
1420
114087
10
9.5
0.25
47.5
1420
61771
10
9.5
0.25
47.5
1420
136192
10
9.5
0.25
47.5
1420
23230
10
9.5
0.25
47.5
1420
125695
6
5.562
0.219
20.6
1420
106870
6
5.562
0.219
17
1420
92507
6
5.562
0.219
17
(plg.)
Fuente: Y.P.F.B. Transporte
Página | 119
Figura 5.1. Gasoducto al Altiplano (GAA)
P á g i n a
|
1 2 0
Fuente: YPFB Transporte S.A. Revista Trimestral Septiembre 2010
5.1.
METODOLOGÍA ICDA – EVALUACIÓN DIRECTA DE LA CORROSIÓN INTERNA.
5.1.1. PRE-EVALUACIÓN DE LA METODOLOGÍA ICDA. Los datos históricos de interés, se muestran a continuación: Tabla 5.2. Datos operacionales Gasoducto al Altiplano GAA. OPERACIÓN DUCTO
UBICACIÓN TRAMO
ESPESOR
ESPECIFICACIÓN
DIÁMETRO
PRESIÓN
(plg.)
API
(plg.)
OPERACIÓN Inicio
Años
LONGITUD (metros)
TOTAL (km.)
Aéreo
Enterrado
Progresiva (km)
Rio Grande Samaipata Samaipata Oconi Oconi – Buena Vista Buena Vista Huayñacota
0.25
5LX-52
10
1983
29
1420
51
75
0.25
5LX-52
10
1983
29
1420
60
48
0.25
5LX-52
10
1983
29
1420
50
12
0.25
5LX-52
10
1983
29
1420
43
93
118934 119km 114087 233km 61771 249km 136192 430km 779.3
Huayñacota Parotani Parotani – Oruro Oruro – Sica Sica Sica Sica – Senkata
0.25
5LX-52
10
1983
29
1420
10
13
0.219
5LX-52
6
1968
44
1420
99
27
0.219
5LX-52
6
1968
44
1420
81
25
0.219
5LX-52
6
1968
44
1420
77
15
23230 545km 125695 580km 106870 686km 92507 780km
Fuente: Y.P.F.B. Transporte
La información completa de los datos operacionales así como del perfil de elevaciones, se muestra en el ANEXO B. Al contar con toda la información necesaria, es factible llevar a cabo la metodología ICDA en el Gasoducto al Altiplano, teniendo en cuenta que el cambio Página | 121
brusco de elevaciones es debido a la geografía por la que recorre el gasoducto. Inmediatamente pasamos al siguiente paso.
5.1.2. EVALUACIÓN INDIRECTA DE LA METODOLOGÍA ICDA. Identificamos los lugares más probables de acumulación de agua:
5.1.2.1.
Ángulo crítico.
La temperatura es relativamente constante ~ 16 ° C (289 K o 61 ° F). Los datos usados para el cálculo del ángulo de crítico de inclinación son: ·
Diámetro interno de la tubería (ID).
·
La presión de funcionamiento (P).
·
La temperatura media (T).
·
La tasa de flujo.
·
La densidad del líquido (• L) (1 g/cm3).
·
El peso molecular (MW) del gas (metano 16 g/g-mol).
Las constantes son: la gravedad g = 9,81 m/s2 (32.17 pies/s2); constante universal de los gases ideales R = 8.314 Pa-m 3/g-mol/K (1.987 BTU/lb-mol/R), y el factor de compresibilidad, Z = 0.83. Para encontrar la densidad del gas, utilizamos la siguiente ecuación:
Ecuación 5.1
Donde la Presión de Operación es:
Reemplazando en la Ecuación 5.1, se tiene:
Página | 122
Ahora, la velocidad superficial del flujo de gas en la tubería. Si el caudal está en unidades estándar (STP), utilice la ley de los gases ideales (PV = nRT) para convertir a la presión de operación (OP) del caudal o caudal a las condiciones específicas, como se muestra a continuación: Por la ley de los gases ideales:
Ecuación 5.2
R y n se cancelan, y la tasa de flujo puede ser considerado proporcional al volumen, por lo tanto, se puede reorganizar para obtener la tasa de flujo a la presión de operación (OP) proporcionada por la tasa de flujo máxima estándar (STP), como se muestra en la siguiente ecuación: ·
Para el tramo RIO GRANDE – PAROTANI, donde el caudal es constante (47.5 MMpcd):
Ecuación 5.3
El caudal:
Reemplazando en la Ecuación 5.3 :
Página | 123
Donde: Condiciones estándar P = 0.101325 MPa y T = 273 K Para calcular la velocidad superficial: El Diámetro Interno es:
Ecuación 5.4
Para encontrar el ángulo de inclinación crítico , •, se debe resolver la siguiente ecuación:
Ecuación 5.5
Para 47.5 MMPCD, el ángulo de inclinación crítico es 1 1 grados. ·
Para el tramo PAROTANI – ORURO, donde el caudal es constante (20.6 MMpcd):
Página | 124
Ecuación 5.6
Reemplazando en la Ecuación 5.6 :
Donde: Condiciones estándar P = 0.101325 MPa y T = 273 K Para calcular la velocidad superficial: El Diámetro Interno es:
Ecuación 5.7
Para encontrar el ángulo de inclinación crítico , •, se debe resolver la siguiente ecuación:
Ecuación 5.8
Página | 125
Para 20.6 MMPCD, el ángulo de inclinación crítico es 3 6 grados. ·
Para el tramo ORURO – SENKATA, se tiene un caudal constante (17 MMpcd):
Ecuación 5.9
Reemplazando en la Ecuación 5.9:
Donde: Condiciones estándar P = 0.101325 MPa y T = 273 K Para calcular la velocidad superficial: El Diámetro Interno es:
Ecuación 5.10
Página | 126
Para encontrar el ángulo de inclinación crítico , •, se debe resolver la siguiente ecuación:
Ecuación 5.11
Para 17 MMPCD, el ángulo de inclinación crítico es 23 grados. Reuniendo todos los datos obtenidos se tiene la siguiente tabla: Tabla 5.3. Especificaciones de Gasoductos al Altiplano – GAA.
TRAMO
ANGULO DIAMETRO VELOCIDAD CAUDAL DE INCLINACIÓN INTERNO SUPERFICIAL (MMPCD) CRÍTICO (PULGADAS) (m/s) (GRADOS)
RIO GRANDE – PAROTANI
47.5
9.5
3.1
11
PAROTANI – ORURO
20.6
5.562
3.91
36
17
5.562
3.23
23
ORURO – SENKATA
Fuente: Elaboración propia.
Página | 127
5.1.2.2.
Perfil de inclinación.
Con los datos del perfil de elevación, se procede a calcular el perfil de inclinación de la tubería. El perfil de elevación se determinó utilizando un sistema estático de posicionamiento global (GPS) para la unidad de posición y elevación del terreno, y un localizador de tubería para la profundidad de la cubierta. El perfil de inclinación de la tubería se calcula a partir de los siguientes datos. Para cada segmento, el ángulo de inclinación puede ser representado de la siguiente forma:
·
Ecuación 5.12
Para una distancia de 1000 metros y una elevación de 364 metros sobre el nivel del mar, siendo estos los primeros datos que se tiene como referencia.
Reemplazando los datos resultados obtenidos en la
Ecuación 5.12 ,
se
tiene la inclinación para el primer punto:
·
Para una distancia de 2000 metros y una elevación elevación de 367 metros sobre el nivel del mar, se tiene:
Página | 128
Reemplazando los datos resultados obtenidos en la
Ecuación 5.12 ,
se
tiene la inclinación para el segundo punto:
Se realiza este cálculo para todos los datos de elevación y distancia. El perfil de inclinación completo se muestra en el ANEXO B, de este documento.
5.1.2.2.1.
Comparación.
La comparación de resultados se la realiza con loa cálculos de inclinación críticos y los resultados del perfil de elevación. ·
Para el primer punto tenemos: •i (Ángulo de inclinación)= 0 • (Ángulo crítico)= 11 •i = 0 < • = 11
Para todos aquellos casos en que • i • (critico), se tiene un posible punto
de acumulación de líquido, es decir una ubicación ICDA. El perfil de elevación y el perfil de inclinación se muestran juntos en la
Figura 5.2, las inclinaciones de interés se amplían en la Figuras 5.3, para mostrar ángulos de inclinación mayor que el ángulo de inclinación crítico para cada región. Resultados de una inspección teórica se muestran en la Tabla 5.3.
Página | 129
Figura 5.2. Perfil de inclinación y elevación, con ángulos críticos de i nclinación. 5000
40
4500
35
4000 30
n ó i c 25 a n i l c n 20 I e d o l 15 u g n Á
3500
m . n . 3000 s . m n 2500 o i c a 2000 v e l E
1500
10 1000 5
500 0
0 0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
700000
Progresiva en metros
Elevacion (msnm)
Inclinacion
Angulo Critico
Fuente: Elaboración Propia.
5.1.3. EVALUACIÓN DIRECTA DE LA METODOLOGÍA ICDA. La Figura 5.2 nos muestra que, toda la longitud en los tramos PAROTANIORURO y ORURO-SENKATA, se encuentran fuera de posibles daños por corrosión. Por otro lado, el tramo RIO GRANDE – PAROTANI cuenta con 18 puntos considerables para el estudio, a continuación se amplían los puntos críticos en la
Figura 5.3.:
Página | 130
Figura 5.3. Perfil de inclinación y elevación con puntos críticos . 4000
30
3500 . 3000 m . n . 2500 s . m n 2000 o i c a 1500 v e l E 1000
10
2
11
12
13 14
25
15
6 4
7
5
1
9
8
3
16
18
17
n ó i c 20 a n i l c n 15 I e d o l 10 u g n Á
5
500 0 0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
350000
400000
0 450000
Progresiva en metros
Elevacion (msnm)
Inclinacion
Angulo Critico
Fuente: Elaboración Propia. Tabla 5.4. Puntos críticos de inspección.
Número de Distancia
Angulo de
Angulo Corrosión
Inspección
(m)
Inclinación (grados) Crítico
Interna
1
78000
14.48
11
SI
2
80000
18.30
11
SI
3
87000
11.54
11
SI
4
88000
14.48
11
SI
5
132000
11.54
11
SI
6
146000
14.48
11
SI
7
147000
11.54
11
SI
8
150000
11.54
11
SI
9
250000
12.83
11
SI
10
251000
18.78
11
SI
11
255000
11.54
11
SI
12
257000
11.07
11
SI
13
271000
14.54
11
SI
Página | 131
14
272000
13.24
11
SI
15
279000
13.59
11
SI
16
352000
11.54
11
SI
17
384000
11.19
11
SI
18
451000
11.54
11
SI
Fuente: Elaboración propia .
5.1.3.1.
Excavación e inspección.
Se debe realizar la excavación y la posterior inspección suficiente para identificar y caracterizar las características de corrosión interna en los 18 puntos críticos que se encontró durante la Evaluación Indirecta. Durante la fase de examen detallado, defectos que no sean la corrosión interna se pueden encontrar, tales como corrosión externa, daños mecánicos, y SCC (corrosión bajo tensión). Una alternativa al proceso de examen detallado, es optimizar el número de excavaciones necesarias para la evaluación de la ICDA por análisis de ingeniería (incluyendo métodos probabilísticos). El uso de un enfoque alternativo deberá estar justificada técnicamente, la metodología, así como documentado. La selección y análisis de sitios para su examen detallado se basarán en el diagrama de flujo que detalla todo el proceso. Como se muestra en el diagrama de flujo ANEXO A. Cualquier desviación de este proceso debe ser técnicamente justificada y con las razones documentadas. Con la ayuda del perfil de elevaciones, se puede identificar si los tramos de tubería donde se encuentran los puntos críticos, son aéreas o enterradas. De los 18 puntos críticos, 9 puntos son lugares donde se encuentra tubería enterrada, donde se realizará excavaciones y posterior medición de espesor, y los otros 9 puntos son lugares donde se encuentra tubería aérea, Página | 132
donde solo se realizarán mediciones de espesor con las metodologías ya expuestas. En resumen, lugares con inclinación mayor que el ángulo crítico deben ser examinados. Uno de los siguientes criterios se utilizará en las mediciones para determinar la presencia significativa de corrosión interna. Estos criterios son la base para determinar el número de exámenes detallados requeridos. La pérdida de metal por la corrosión interna se considera significativa si el espesor de la pared es menor que el mínimo nominal especificado (compensación por la pérdida de metal de la corrosión externa se puede hacer). Por ejemplo, las tuberías que operan a menos de 72% del límite elástico mínimo especificado (SMYS) tendrían un criterio de 10% (basado en la tolerancia de la pared25) para indicar la presencia de la corrosión interna. En este caso, los sitios de excavación adicionales para ICDA se activan cuando el espesor de la pared es menos de 90% del espesor especificado. Una vez que el sitio ha sido expuesto, se puede instalar un dispositivo de control de la corrosión (por ejemplo, cupón, sonda electrónica, sensor ultrasónico, o matriz de resistencia eléctrica, etc.) que permiten determinar los intervalos de inspección y se benefician de vigilancia en los lugares más susceptibles a corrosión interna. No se espera que cupones instalados en ubicaciones arbitrarias (por ejemplo, el extremo de la tubería) para representar una tubería con la corrosión interna que varía con la localización. Si se determina que los lugares más susceptibles a la corrosión interna debido a la presencia de acumulación de agua están libres de la pérdida de 25
API Specification 5L (latest revision), “Specification for Line Pipe” (Washington, DC: API).
Página | 133
metal, la integridad de una gran parte de kilometraje tubería ha sido asegurada en relación con esta amenaza a la corrosión, y los recursos se centrarán en las tuberías que son más probables a la corrosión interna. Tabla 5.5. Puntos críticos de inspección.
Número de Distancia
Angulo de
Angulo Corrosión
Inclinación (grados) Crítico
Interna
Línea
Inspección
(m)
1
78000
14.48
11
SI
Enterrada
2
80000
18.30
11
SI
Enterrada
3
87000
11.54
11
SI
Enterrada
4
88000
14.48
11
SI
Aérea
5
132000
11.54
11
SI
Aérea
6
146000
14.48
11
SI
Enterrada
7
147000
11.54
11
SI
Enterrada
8
151000
11.54
11
SI
Enterrada
9
250000
12.83
11
SI
Aérea
10
251000
18.78
11
SI
Aérea
11
255000
11.54
11
SI
Aérea
12
257000
11.07
11
SI
Aérea
13
271000
14.54
11
SI
Enterrada
14
272000
13.24
11
SI
Enterrada
15
279000
13.59
11
SI
Aérea
16
352000
11.54
11
SI
Enterrada
17
384000
11.19
11
SI
Aérea
18
451000
11.54
11
SI
Aérea
Fuente: Elaboración propia.
5.1.3.1.1.
Ensayos no destructivos
5.1.3.1.1.1.
Mediciones ultrasónicas de espesor.
La inspección por ultrasonido se define como un procedimiento de inspección no destructivo de tipo mecánico, que se basa en la impedancia
Página | 134
acústica de los materiales, la que se manifiesta como el producto de la velocidad máxima de propagación del sonido y la densidad de un material. Los programas de inspección de integridad mecánica de tuberías incluyen la medición de sus espesores, para seguimiento de los fenómenos de corrosión y erosión. La medición ultrasónica para determinar el espesor real de la tubería se la realiza mediante la técnica pulso-eco de contacto directo utilizando transductores de 0,375” (9,525 mm) de diámetro con frecuencias centrales de 5 Mhz, además
de glicerina como medio acoplante. La inspección consiste en realizar mediciones de espesores por ultrasonido en las paredes de la tubería de acuerdo a especificaciones y recomendaciones del Código ASME Sección VIII, División 1 y 2. Se toma un muestreo de puntos de medición en el diámetro exterior de la tubería, se considera de 4 a 5 puntos en la zona dañada y en cada punto se toman 3 mediciones, para luego promediarlas con los demás puntos. Siendo esta una referencia de medición codificada en la que se reporta los espesores máximo y mínimo. La suma de estas 3 mediciones (total 15) se dividen entre 5 y ese es el espesor real encontrado. El mapeo automático de corrosión es una técnica ultrasónica para escanear el cien por ciento de la superficie de acero para localizar y documentar la magnitud del daño de corrosión asociado con el equipo analizado. La tecnología usa un único transductor pulso-eco y/o un transductor pulsoeco de configuración de ángulo múltiple para localizar e identificar casi cualquier tipo de mecanismos dañados tales como corrosión, erosión, agrietamiento inducido por hidrogeno, grietas producidas por el estrés de la corrosión, laminación, entre otros.
Página | 135
Figura 5.4. . . Araña Ultrasónica
Fuente: http://www.llogsa.com.ec/Productos/Ultrasonido/DetectoresDeFallas/AranaUT/AranaUT.php
Su aplicación primaria es colectar y almacenar los datos de la imagen en tiempo real y guardar esta información en un formato electrónico. Un grupo de Página | 136
dos hombres utilizando la técnica de prueba automática ultrasónica es capaz de reflejar 500 pies cuadrados de área superficial por cada mapa de corrosión. El software utilizado con el sistema de mapeo de corrosión, le permite evaluar los detalles de los defectos: extensión, amplitud, profundidad y orientación. En todos estos casos si el material base (tubería) se encuentra dañada y sobrepasa el límite del 10% menos del espesor nominal, se debe proceder a la reparación o cambio del área dañada.
5.1.3.1.1.2.
Medición del espesor por radiografía.
La medición del espesor de las paredes de la tubería, posiblemente corroídas en su interior, es un tema particularmente importante. Una inspección visual no es a menudo suficiente para detectar dicha corrosión, a menos de cortar o desmontar las tuberías, la corrosión debilitará las paredes y posiblemente ocasionará defectos peligrosos en las estructuras. La técnica de Radiografías consiste en la impresión de imágenes en placas radiográficas producidas al ser atravesado el material por radiaciones electromagnéticas (rayos X) o ionizantes (gammagrafía). Las discontinuidades se pueden localizar, medir y evaluar. El ensayo es de tipo volumétrico. Figura 5.5. Generador de Radiografía Industrial ERESCO
Fuente: http://www.ge-mcs.com/en/radiography-x-ray/tubes-and-generator/eresco-mf4.html
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5.1.4. POST-EVALUACIÓN DE LA METODOLOGÍA ICDA. En un plazo no superior a un año se debe evaluar la efectividad del método como una herramienta útil para abordar la amenaza de corrosión interna y determinar si un determinado segmento debe ser re-evaluado. El diagrama de flujo se muestra en el ANEXO A. La eficacia del proceso ICDA se determina por la correlación entre la corrosión detectada y las localizaciones predichas para ICDA. Las mejoras como resultado de esta evaluación se incorporarán en las futuras aplicaciones de la ICDA. Se deberá monitorear en forma permanente todos los segmentos del ducto donde se haya detectado corrosión interna utilizando técnicas como cupones, probetas o ultrasonido, donde se extraiga en forma periódica líquido de los puntos bajos, y donde se analice químicamente dichos líquidos en busca de productos de la corrosión. Una manera de monitorear los espesores de las tuberías en zonas donde el acceso puede estar limitado o no es seguro para la recuperación regular de cupones de corrosión o sondas. La herramienta Ultracorr-2 Probe Reader/DataLogger, el cual informa acerca de la corrosión/erosión, el mismo que se fija permanentemente a la pared de la tubería externa y el cable/conector se puede ejecutar en una ubicación adecuada para la toma de lecturas de temperatura y espesor. Se debe establecer la periodicidad del monitoreo en función de todas las evaluaciones de integridad disponibles y los factores de riesgo específicos de cada segmento de ducto.
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Figura 5.6. Medidor de espesor Ultracorr-2 Reader/Data-Logger.
Fuente: http://www.cosasco.com/ultracorr-probe-reader/data-logger-p-14623-l-en.html
5.1.5. CONSIDERACIONES ESPECIALES. Cuando se aplica por primera vez la Examinación Directa ICDA, se deben considerar condiciones más restrictivas que las mínimas establecidas por el método y luego hacerlas menos exigentes a medida que se gana experiencia en la aplicación del método.
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CAPITULO VI ANÁLISIS ECONÓMICO 6.1.
ANÁLISIS DE COSTOS. Un factor importante en cualquier operación o intervención que se realice
en los ductos de transporte de Hidrocarburos, es el factor económico, los servicios de reparación y mantenimiento son costosos; sin embargo, el precio de la aplicación de esta metodología es justificado al momento de contar con toda la información que otorga éste método, ya que con esta metodología se pueden evitar costos de excavaciones en lugares donde no existe corrosión, perdiendo tiempo y dinero. La metodología de Evaluación Directa de la Corrosión Interna, básicamente centra los costos en la realización de pruebas no destructivas para la medición del espesor de las tuberías, con costos indirectos tales como, excavaciones y adición de instrumentos para el monitorio posterior del ducto. Los costos de la metodología en cuanto a recopilación de datos y cálculos, son mínimos, debido a que, toda esta información se la realiza junto al departamento de mantenimiento de ductos.
6.1.1. COSTOS DE LA APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN DIRECTA ICDA. Los cálculos que se presentan a continuación se realizaron con base a los análisis de precios unitarios. Los precios que se detallan en esta sección son costos promedio por inspección/servicio en ductos de transporte de hidrocarburos con un diámetro de 10”.
Existen empresas que cuentan con los servicios de pruebas no destructivas, realizando todas las mediciones necesarias, que constan
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básicamente de medir el espesor de las tuberías y detectar otros defectos. A continuación detallaremos todos los costos que involucran el aplicar la metodología de la Evaluación Directa de la Corrosión Interna en gasoductos.
6.1.1.1.
Costos de operación.
Dentro de los costos de instalación, es necesario tomar en cuenta, factores muy importantes, tales como: mano de obra, equipos con sus respectivos accesorios. El costo de mano de obra depende del número de puntos críticos encontrados en los estudios de inspección indirecta, con un total de 9 puntos de excavación. Como se muestra en la Tabla 6.1., se cuenta con un equipo para realizar las operaciones de medición ultrasónica, la misma que consta de 4 ayudantes y un especialista. Los costos indirectos dentro de los costos de operación, se detallan en la
Tabla 6.2, dichos costos se basan en las comodidades y necesidades que se brinda por día a todo el personal que realiza la inspección. Otro aspecto importante, es la instalación de los equipos ultrasónicos, la
Tabla 6.3, muestra los costos de instalación de los equipos. 6.1.1.2.
Costos de mantenimiento.
Los costos de mantenimiento de los equipos son generalmente bajo, esto por la eficiencia de dichos equipos y así como el respectivo cuidado y procedimiento de mantenimiento, debido a temas de seguridad operativa, y en cumplimiento de normativas y regulaciones existentes. El mantenimiento se realiza inspeccionando los puntos críticos en los cuales se instalaron los equipos especiales para medir el espesor, esto realiza por un lapso de un año para evaluar la efectividad de la metodología utilizada.
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6.1.2. EVALUACIÓN ECONÓMICA. Tabla 6.1. Consideraciones económicas
PRUEBA ULTRASÓNICA MEDICIÓN DE ESPESOR EQUIPO Equipo Medidor de Espesor Ultrasónico 26 Gel de acople para el transductor Aceite para calibrar Transductor dual de apoyo Equipo de computo Programa interpretación de datos Camión Grúa – 6 Ton. SUBTOTAL MANO DE OBRA Especialista en medición Ultrasónica Ayudante general SUBTOTAL OTROS Obras civiles - excavaciones Señalización TOTAL
CANTIDAD 1 1 1 1 1 1 1
COSTO $651 $102 $92 $171 $60 $1625 $190 $2891
1 4
$1050 $434 $1484
9
$1700 $6075
Fuente: Elaboración propia
Los costos indirectos incluyen la estadía, alimentación, transporte y comunicación, que son costos básicos para el personal que realiza los estudios y las mediciones correspondientes. Tabla 6.2. Mano de obra, costos indirectos
MANO DE OBRA (5 PERSONAS) DESCRIPCIÓN CANTIDAD COSTO/DIA Estadía y Alimentación 5 $25 Transporte 1 $80 Comunicación 1 $5 26
COSTO $125 $80 $5
http://www.scheitler.com.ar/Productos/medidor-espesores.aspx
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Otros
10%
TOTAL
$21 $231/DIA
Fuente: Elaboración propia
Para determinar el costo total de la medición ultrasónica del espesor en los 9 puntos críticos de tubería enterrada y los 9 puntos críticos de tubería aérea, es necesario conocer el número de inspecciones que se realiza por día, debido a la distancia entre puntos de inspección, y que los 9 puntos críticos a inspeccionar se encuentran expuestos por previa excavación, se ha establecido que se realizan 2 mediciones de espesor ultrasónico por día, las consideraciones económicas son: Tabla 6.3. Mediciones ultrasónicas, costos de realización de las inspecciones.
PUNTOS DIAS MEDICIONES/DIA CRÍTICOS TRABAJADOS MEDICIONES ULTRASÓNICAS
18
2
DIAS TOTALES PARA REALIZAR LAS MEDICIONES
9 9
COSTO MANO DE OBRA POR DIA
$231
COSTO TOTAL MANO DE OBRA
$2079
Fuente: Elaboración propia
Los costos de mantenimiento se realizan 2 veces al mes durante un año, para verificar la efectividad de la metodología, estos costos implican la instalación de un equipo que nos ayuda a medir el espesor de la tubería en el punto crítico, para lugares donde la tubería se encuentra enterrada, estos equipos son especiales y nos evitan el tener que excavar para realizar mediciones:
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Tabla 6.4. Costos de mantenimiento, instalación de equipo especial.
MANTENIMIENTO DE LA TUBERÍA EQUIPO
CANTIDAD
COSTO
1
$1050
Equipo de monitoreo continuo Mediciones posteriores 2mediciones/mes (1 año)
24 DIAS
MANO DE OBRA DIAS TOTALES PARA REALIZAR LAS INSTALACIONES
9 DIAS
COSTO MANO DE OBRA POR DIA
$231/DIA
COSTO TOTAL MANO DE OBRA
$7623
Fuente: Elaboración propia
Por lo tanto los costos totales de instalación, equipos, mediciones, mano de obra y de mantenimiento son: Tabla 6.5. Costo total de la aplicación de la metodología.
COSTO COSTOS DE INSTALACIÓN
$6075
COSTOS DE OPERACIÓN
$2079
COSTOS DE MANTENIMIENTO
$7623
TOTAL
$15777
Fuente: Elaboración propia.
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CAPITULO VII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 7.1.
CONCLUSIONES. Una metodología de evaluación de la corrosión interna aplicada a los
sistemas de transporte de gas se ha desarrollado y se denomina "Evaluación de la Corrosión Interna D irecta” (ICDA). El método ICDA se puede utilizar para mejorar la evaluación de la corrosión interna en tuberías y garantizar la integridad del gasoducto. Muchos operadores de ductos utilizan los planes de gestión de riesgos para dar prioridad a las áreas de riesgo de corrosión interna y las medidas de mitigación eficaces. Esto incluye la identificación de las áreas donde la corrosión interna (o corrosividad) existe, y por el contrario, donde la corrosión interna es poco probable. La metodología de evaluación directa evalúa el riesgo de corrosión interna e incorpora todos los métodos existentes de análisis disponibles para un operador de canalización. ICDA utiliza los resultados del modelo de flujo y proporciona un marco para utilizar mejor esos métodos. Fortalezas del enfoque ICDA incluyen lo siguiente: ·
Inspección (u otro examen) de la tubería fuera de un área de alto riesgo se puede utilizar para garantizar la integridad dentro de un ducto.
·
El enfoque es simple y directo usando tecnologías maduras.
·
Puede ser ejecutado por los ingenieros de corrosión o personal calificado.
·
Se puede utilizar para optimizar las inspecciones existentes (o cualquier otra herramienta de evaluación existente) apuntando a lugares de probable corrosión con mayor precisión.
Página | 145
·
Se puede optimizar la selección de la herramienta de control de la corrosión ubicación.
Al finalizar este proyecto, toda la información se integrará, proporcionando un atlas que permitirá establecer un programa de mantenimiento enfocado a la atención de los factores que influyen en la integridad mecánica de los ductos de transporte. Por lo tanto se concluye: ·
Al término de este proyecto se tendrán atendidos todos aquellos puntos que representa un riesgo inmediato para las instalaciones del Gasoducto al Altiplano.
·
Se tendrá un programa de evaluación de anomalías que pudieran representar un riesgo a la integridad del Gasoducto al Altiplano, en el corto y largo plazo.
·
Se generara un programa de mantenimiento para mitigar y en algunos casos eliminar aquellos factores o agentes que están generando ambientes o escenarios que afectan la integridad mecánica del ducto.
·
Todo esto permitirá distribuir y administrar los recursos proporcionados para el mantenimiento del Gasoducto al Altiplano, de forma eficiente, enfocando el principio de la prevención antes de la corrección.
·
Se contara con un atlas real de riesgo para la correcta toma de decisiones, en torno a la seguridad, salud y protección ambiental.
·
Se logra evitar costos innecesarios, tales como excavaciones en lugares donde las tuberías no tienen corrosión.
Página | 146
7.2.
RECOMENDACIONES. ·
Se recomienda que cuando se aplica por primera vez la Examinación Directa ICDA, se deben considerar condiciones más restrictivas que las mínimas establecidas por el método y luego hacerlas menos exigentes a medida que se gana experiencia en la aplicación del método.
·
Una vez aplicado el método se deberá monitorear en forma permanente todos los segmentos del ducto donde se haya detectado corrosión interna utilizando técnicas como cupones, probetas o ultrasonido, donde se extraiga en forma periódica líquido de los puntos bajos, y donde se analice químicamente dichos líquidos en busca de productos de la corrosión.
Una manera de monitorear los espesores de las tuberías en zonas donde el acceso puede estar limitado o no es seguro para la recuperación regular de cupones de corrosión o sondas. La herramienta Ultracorr-2 Probe Reader/DataLogger, el cual informa acerca de la corrosión/erosión, el mismo que se fija permanentemente a la pared de la tubería externa y el cable/conector se puede ejecutar en una ubicación adecuada para la toma de lecturas de temperatura y espesor. ·
Este estudio, está orientado a los operadores en el área de mantenimiento, pues es de suma importancia que éstos se encuentren lo mejor capacitados posible y que cuenten con las herramientas adecuadas, ya que de esta manera se garantizará la consistencia y el éxito de las operaciones de mantenimiento al gasoducto.
Página | 147
BIBLIOGRAFIA 1. API Standard 1160: Administración de sistemas de integridad de ductos que transportan líquidos peligrosos (Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines) 2001
2. ASME B31G. Evaluación de Defectos y Análisis de Datos del Chancho Inteligente.
3. ASME Code Supplement on Integrity Management for Pressure Piping B31.8S, Revision 1, 2002: see also Anon., Managing System Integrity for Hazardous Liquid Lines, 1st Ed., API Standard 1160-2001, November 2001
4. DEPARTAMENTO DE CORROSION, Manual de Control de Corrosion y Protección Catódica. Consorcio CEPE-TEXACO 1984
5. FONTANA M, GREENE M, Corrosion Engineers, Mc Graw Hill Book Company, New York 1967.
6. MARIZALDE P, ERAZO J., Efecto de la corrosión y prevención de corrosión e los equipos instalados en un campo petrolero. U Central del Ecuador 1979.
7. NACE Ballot TG293, NACE, Houston. Anon, Internal Corrosion Direct Assessment.
8. NACE (Natual Association of Corrosion Engineers), Corrosion control in petroleum production. Houston-Texas 1979.
9. NACE RP 0120 Inspección Instrumentada en Línea (ILI) 10. NACE RP 0204, NACE, Houston. Anon, Stress-Corrosion Cracking Direct Assessment.
11. NACE RP 0502, NACE, Houston. Anon, External Corrosion Direct Assessment.
12. NACE Standard RP0502-2002. Pipe External Corrosion Direct Assessment Methodology NACE Standard RP0169-2002.
Página | 148
ANEXOS
Página | 149
ANEXO A Diagrama de Flujo: Pre-Evaluación e Inspección Indirecta.
Fuente: NACE SP0206 Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carrying Normally Dry Natural Gas (ICDA). Página | 150
Diagrama de Flujo: Inspección Indirecta y Post-Evaluación.
Fuente: NACE SP0206 Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carrying Normally Dry Natural Gas (ICDA).
Página | 151
ANEXO B Perfil de Elevación e Inclinación PROGRESIVA (metros) 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 12000 13000 14000 15000 16000 17000 18000 19000 20000 21000 22000 23000 24000 25000 26000 27000 28000 29000 30000 31000 32000 33000 34000
ELEVACION (m.s.n.m.) 364 364 367 367 367 367 367 367 368 368 369 370 372 380 385 398 400 403 405 408 410 413 415 418 420 448 455 470 480 485 490 498 512 519 568
INCLINACION 0 0 0.1718876 0 0 0 0 0 0.05729579 0 0.05729579 0.05729579 0.11459164 0.45837113 0.28648009 0.74486612 0.11459164 0.1718876 0.11459164 0.1718876 0.11459164 0.1718876 0.11459164 0.1718876 0.11459164 1.60449153 0.40107373 0.85946892 0.57296734 0.28648009 0.28648009 0.45837113 0.80216712 0.40107373 2.80861788
ANGULO CRITICO (grados) 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11
DIÁMETRO (grados) 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 Página | 152
35000 36000 37000 38000 39000 40000 41000 42000 43000 44000 45000 46000 47000 48000 49000 50000 51000 52000 53000 54000 55000 56000 57000 58000 59000 60000 61000 62000 63000 64000 65000 66000 67000 68000 69000 70000 71000 72000 73000 74000 75000
700 680 700 680 600 620 660 670 650 680 689 670 690 700 730 732 745 750 710 750 700 657 650 664 651 700 695 680 650 625 640 603 601 615 625 652 670 700 890 842 900
7.58517999 1.145992 1.145992 1.145992 4.58856574 1.145992 2.29244278 0.57296734 1.145992 1.71913132 0.51566898 1.08868532 1.145992 0.57296734 1.71913132 0.11459164 0.74486612 0.28648009 2.29244278 2.29244278 2.86598398 2.46447839 0.40107373 0.80216712 0.74486612 2.80861788 0.28648009 0.85946892 1.71913132 1.43254374 0.85946892 2.12042784 0.11459164 0.80216712 0.57296734 1.54717407 1.03137973 1.71913132 10.9527842 2.75125459 3.32502122
11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11
10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
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76000 77000
950 1000
2.86598398 2.86598398
11 11
10 10
*78000
1250
14.4775122
11
10
79000
1230
1.145992
11
10
*80000
1544
18.3004553
11
10
81000 82000 83000 84000 85000 86000
1400 1350 1300 1450 1524 1450
8.2793757 2.86598398 2.86598398 8.62692656 4.24376685 4.24376685
11 11 11 11 11 11
10 10 10 10 10 10
*87000 *88000
1250 1000
11.536959 14.4775122
11 11
10 10
89000 90000 91000 92000 93000 94000 95000 96000 97000 98000 99000 100000 101000 102000 103000 104000 105000 106000 107000 108000 109000 110000 111000 112000 113000 114000 115000 116000
908 891 936 1000 1100 1120 1186 1150 1160 1177 1198 1198 1197 1200 1205 1290 1370 1450 1380 1313 1250 1311 1271 1289 1306 1310 1320 1338
5.2786761 0.97407517 2.57918105 3.6694378 5.73917048 1.145992 3.78427223 2.06309385 0.57296734 0.97407517 1.20329982 0 0.05729579 0.1718876 0.28648009 4.87602487 4.58856574 4.58856574 4.01398722 3.84169512 3.61202616 3.4972137 2.29244278 1.03137973 0.97407517 0.22918373 0.57296734 1.03137973
11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11
10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
Página | 154
117000 118000 119000 120000 121000 122000 123000 124000 125000 126000 127000 128000 129000 130000 131000
1378 1407 1384 1390 1500 1600 1700 1650 1633 1655 1684 1678 1750 1850 1700
2.29244278 1.66181059 1.31791914 0.34377674 6.31531557 5.73917048 5.73917048 2.86598398 0.97407517 1.26060885 1.66181059 0.34377674 4.12886872 5.73917048 8.62692656
11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11
10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
*132000
1500
11.536959
11
10
133000 134000 135000 136000 137000 138000 139000 140000 141000 142000 143000 144000 145000
1423 1397 1348 1340 1350 1360 1370 1389 1381 1396 1540 1700 1850
4.41614626 1.48985816 2.80861788 0.45837113 0.57296734 0.57296734 0.57296734 1.08868532 0.45837113 0.85946892 8.2793757 9.20689622 8.62692656
11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11
10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
*146000 *147000
2100 1900
14.4775122 11.536959
11 11
10 10
148000 149000 150000
1850 1700 1500
2.86598398 8.62692656 11.536959
11 11 11
10 10 10
*151000
1400
5.73917048
11
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