NRF-194-PEMEX-2013

Número de documento NRF-194-PEMEX-2013 25 de juni o de 2013 PÁGINA 1 DE 33

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS

TESTIGOS TESTIGOS Y PROBETA PROB ETAS S CORROSIMÉTRIC CORROSIMÉTRICA AS “Esta norma cancela y sustituye a la NRF-194-PEMEX-2007” del 05 de enero de 2008

NRF-194-PEMEX-2013 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

TESTIGOS Y PROBETAS CORROSIMÉTRICAS

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HOJA DE APROBACIÓN

Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión ordinaria Nº 92-13, celebrada el 4 de abril de 2013.




HOJA DE APROBACIÓN

Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión ordinaria Nº 92-13, celebrada el 4 de abril de 2013.




CONTENIDO CAPÍTULO

PÁGINA

0.

INTRODUCCIÓN. ......................................................................................................................................... 4

1.

OBJETIVO. ................................................................................................................................................... 5

2. AL CANCE..................................................................................................................................................... CANCE..................................................................................................................................................... 5 3.

CAMPO DE APLICACIÓN. APL ICACIÓN. ................... ............................ ................... ................... .................. ................... ................... .................. ................... ................... ................. ................. ........... .. 5

4. ACTUA LIZA CIÓN. ............ ...................... ................... .................. ................... ................... .................. ................... ................... .................. ................... ................. ................ ................... ............. ... 5 5.

REFERENCIAS. ........................................................................................................................................... 6

6.

DEFINICIONES. ........................................................................................................................................... 6

7.

SÍMBOLOS SÍMBOL OS Y ABREVIATURA AB REVIATURA S..................... ............................. .................. ................... ................... .................. .................. ................... ................... ................. ................. ........... .. 7

8.

DESARROLLO. ............................................................................................................................................ 8

9.

8.1

Condiciones de diseño. ...................................................................................................................... 8

8.2

Materiales. ..........................................................................................................................................

8.3

Fabricación. ........................................................................................................................................ 9

8.4

Inspección y pruebas. ....................................................................................................................... 16

8.5

Almacenamiento y transporte.................... ............................ .................. ................... ................... .................. ................... ................... .................. ................. ............. ..... 18

8.6

Documentación a entregar por el proveedor. ............. ....................... ................... ................... ................... ................... ................... ................... ............. ... 18

8.7

Marca de identificación y empaque. ................................................................................................. 19

8

RESPONSAB ILIDADES. ILIDA DES. .................. ........................... ................... ................... .................. ................... ................... .................. ................... ................... ................ ................. .............. .... 20

10. CONCORDANCIA CONCORDANC IA CON NORMAS MEXICA NAS O INTERNACIONAL INTERNAC IONALES. ES. ................... ............................. .................... ............... ..... 20 11. BIBLIOGRA BIB LIOGRAFÍA. FÍA. ................... ............................ ................... ................... .................. ................... ................... .................. ................... ................... .................. ................. .................. ................. ....... 20 12. ANEXOS. .................. ............................ ................... .................. ................... ................... .................. ................... ................... .................. ................... ................. ................ ................... ................... ........... 22 12.1 Presentación de documentos normativos equivalentes. .................. ........................... ................... ................... ................... ................... ........... 22 12.2 Composición química. ...................................................................................................................... 23 12.3 Figuras. .............................................................................................................................................

25

12.4 Cálculo de la velocidad de corrosión. ............. ....................... ................... .................. ................... ................... .................. ................... ................... ................ ....... 32

NRF-194-PEMEX-2013 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 0.



INTRODUCCIÓN.

PEMEX realiza actividades de gran diversidad dentro de sus principales funciones, entre las cuales se destacan aquellas que son necesarias para preservar la integridad de sus instalaciones, de las que por su importancia además de todos los equipo, plantas, cambiadores de calor, calderas en refinerías y petroquímicas, etcétera; tiene especial relevancia los sistemas para recolección y transporte por ductos para la distribución de la producción de hidrocarburos y sus derivados, por ser su principal y más rentable vía para su traslado a los distintos centros de procesamiento, distribución o venta; por lo que de manera muy particular dicho sistemas de ductos en el entorno general de todas sus instalaciones industriales, son objeto de una serie de acciones para su salvaguarda y conservación. Para preservar los citados sistemas de ductos y equipos de proceso, resulta esencial la medición de la velocidad de corrosión interior, misma que se genera por la naturaleza corrosiva y agresiva de las diferentes corrientes de hidrocarburos, sus derivados y otros fluidos a los que están expuestas las instalaciones; esto como parte de la estrategia de prevención para resolver o mitigar en gran medida los problemas asociados con los sistemas de ductos para recolección y transporte, así como con toda la infraestructura industrial; lo que permite poder estimar el impacto de la corrosión que se genera al evaluar la velocidad de corrosión que se presenta con respecto al tiempo, cuyo índice se debe someter a un análisis vinculado a información adicional relacionada con la operación y mantenimiento de los ductos e instalaciones, para definir las estrategias que permitan prevenir y mitigar los efectos de la corrosión. La medición de la velocidad de corrosión se puede llevar a cabo con una técnica gravimétrica que se aplica mediante testigos corrosimétricos o bien mediante una técnica electroquímica y/o eléctrica por medio del método de Resistencia de Polarización Lineal (RPL) o de Resistencia Eléctrica (RE), empleados en las probetas corrosimétricas. En la elaboración de esta NRF participaron PEMEX, las instituciones y empresas que se indican a continuación: Petróleos Mexicanos. PEMEX-Refinación. PEMEX-Exploración y Producción. PEMEX-Gas y Petroquímica Básica. PEMEX-Petroquímica. Instituto Mexicano del Petróleo (IMP). Instituto Politécnico Nacional (IPN). Manufactura e Ingenieria Industrial. Control 5, S. A. de C. V. COSASCO. RHACOR DE MÉXICO.




OBJETIVO.

Establecer los requisitos técnicos y documentales que se deben cumplir para la adquisición de testigos y probetas corrosimétricas usadas para evaluar la velocidad de corrosión en el interior de ductos, equipos, recipientes e instalaciones de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (PEMEX). 2.

ALCANCE.

Esta NRF establece las especificaciones y los requisitos que se deben cumplir para la adquisición de los testigos y probetas corrosimétricas RPL y RE, que se utilizan para determinar la velocidad de corrosión interior en ductos, equipos, recipientes y en las instalaciones metálicas industriales de PEMEX. Asimismo, para el caso de adquisición que implique el servicio de evaluación de los testigos gravimétricos para determinar la velocidad de corrosión, se establece la preparación previa que deben tener los testigos corrosimétricos antes de ser expuestos al medio corrosivo, las técnicas de laboratorio a emplear para eliminar los productos de corrosión que se depositan en su superficie, así como las prácticas y previsiones eficaces para determinar el peso inicial y final, además el tiempo de exposición mínimo, la pérdida de peso y el cálculo de la velocidad de corrosión. Esta norma de referencia NRF-194-PEMEX-2012 cancela y sustituye a la NRF- 194-PEMEX-2007. 3.

CAMPO DE APLICACIÓN.

Esta NRF es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición de testigos y probeta corrosimétricas RPL y RE , que se lleven a cabo en los centros de trabajo de PEMEX. Por lo que se debe incluir en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos a tres personas o adjudicación directa; como parte de l os requisitos que deben cumplir Licitantes, P roveedor o Contratista. 4.

ACTUALIZACIÓN.

Esta NRF se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Las sugerencias para la revisión y actualización de esta NRF, se deben enviar al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (CNPMOS). Las propuestas y sugerencias de cambio se deben elaborar en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía CNPMOS-001, Revisión 1 y ser dirigidas por escrito al: Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos. Avenida Marina Nacional N° 329, Piso 23, Torre Ejecutiva. Colonia Petróleos Mexicanos, C. P. 11311, México D. F. Teléfono directo: (55)1944-9240; Conmutador: (55)1944-2500 extensión: 54997. Correo electrónico: [email protected].




REFERENCIAS.

NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida. ISO 8407:2009 Corrosion of metals and alloys – Removal of corrosion products from corrosion test specimens (Corrosión de metales y aleaciones – Remoción de productos de corrosión en especímenes para pruebas de corrosión). NRF-005-PEMEX-2009 Protección interior de ductos con inhibi dores. NRF-049-PEMEX-2009 Inspección de bienes y servicios. 6.

DEFINICIONES.

Para los propósitos de esta NRF, aplican las definiciones siguientes: 6.1 Activación: Proceso electroquímico asociado a la transferencia de carga en la interfase electrodoelectrolito. 6.2 Documento Normativo Equivalente: Norma, especificación, método, estándar o código que cubre los requisitos y/o características físicas, químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquier naturaleza que se establecen en el documento normativo extranjero citado en ésta NRF. 6.3 Equivalente: Documento normativo equivalente, distinto a una NOM, NMX, Norma Internacional (ISO, IEC, etcetera) u otra NRF; considerado como documento normativo extranjero como los citados en esta NRF, para su aplicación como documento normativo equivalente, debe cumplir con lo que se establece en su Anexo 12.1. 6.4 Medició n de la corros ión: Determinación de la velocidad de corrosión en un tiempo determinado, mediante la aplicación de una técnica gravimétrica y/o electroquímica. 6.5 Método de RE: Proceso con tecnología aplicada basado en medir la variación de la resistencia eléctrica de un electrodo que se encuentra en contacto con un fluido o ambiente que lo corroe, la cual se genera por la disminución de la sección transversal del electrodo. 6.6 Método de RPL: Proceso con tecnología aplicada basado en polarizar la interfase metal/medio corrosivo en ±20 milivolt, a partir del potencial de corrosión y en medir la corriente neta dada por el sistema. La pendiente de la recta resultante de graficar las variaciones de corriente versus las variaciones de potencial, proporciona el valor de resistencia a la polarización para el cálculo de la velocidad de corrosión. 6.7

Pasivación: Etapa de la reacción de corrosión en un metal, en el cual el metal se vuelve pasivo.

6.8 Pasivo: Estado de la superficie de un metal caracterizado por su nula o baja velocidad de corrosión en una región de potencial fuertemente oxidante para el metal. 6.9 Polarización: Magnitud de la variación de potencial de circuito abierto de un electrodo, causada por el paso de una corriente eléctrica.

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6.10 Probeta o sonda corrosi métrica: Dispositivo de medición que contiene componentes para medir velocidad de la corrosión por RE o por RPL, permite realizar registros instantáneos acumulados, locales o remotos. 6.11 “Span”: Tiempo de vida útil y sensibilidad de la probeta con respecto a la velocidad de corrosión del material del elemento por el fluido, que se expresa como espesor. 6.12 Técnica electro químic a: Método para medir velocidad de corrosión, que se basa en principios electroquímicos. 6.13 Técnica gravi métric a: Método para medir velocidad de corrosión, que se basa en pérdida de peso de un material que se corroe. 6.14 Testigos corrosi métricos: Espécimen metálico de especificación y dimensiones conocidas, que se utiliza para medir la velocidad de la corrosión por gravimetría y hacer observaciones del tipo de corrosión que se genera en su superficie. 6.15 Velocid ad de corros ión: Índice que representa la rapidez de deterioro o disolución del material metálico al estar expuesto y reaccionar con el ambiente corrosivo en el tiempo establecido y se determina por medio de testigos o probetas corrosimétricas, se debe expresar como pérdida de material por unidad de área y unidad de tiempo o penetración por unidad de tiempo. 7.

SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS.

ASTM American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana para Pruebas y Materiales). CNPMOS Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Corriente de corrosión. ISO International Organization for Standardization (Organización Internacional de Normalización). LFMN Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. mpa Milésimas de pulgada por año. NACE National Association of Corrosion Engineers (Asociación Nacional de Ingenieros en Corrosión). NOM Norma Oficial Mexicana. NRF Norma de Referencia. PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. RE Resistencia eléctrica. RPL Resistencia a la polarización lineal.




SCR Corrección por resistencia de la solución. Ohm. Esta NRF cumple con la NOM-008-SCFI-2002 a la que se debe referir para sus efectos, con relación a las unidades de medida y sus símbolos que no son incluidos aquí. 8.

DESARROLLO.

Los requisitos que se establecen en ésta NRF complementan los requerimientos de la NRF-005-PEMEX-2009 para la protección interior de ductos con inhibidores, específicamente en lo que se refiere a la medición de la velocidad de corrosión en pruebas de laboratorio y en campo, con la finalidad de realizar su evaluación en las instalaciones industriales de PEMEX, con testigos corrosimétricos o con probetas corrosimétricas de RE y/o RPL. Los testigos corrosimétricos deben ser nuevos, se prohíbe reutilizar este tipo de testigos para evaluar velocidad de corrosión. 8.1

Condicion es de diseño.

No aplica. 8.2 8.2.1

Materiales. Testigos y probetas corrosi métricas.

8.2.1.1 El material debe ser acero al carbono conforme con ASTM A 29/A 29M-12 Grado 1010 (UNS G10100) o Grado 1018 (UNS G10180) o equivalente con la composición química que se establece en el Anexo 12.2 de esta NRF, para los siguientes casos: a)

Testigos corrosimétricos.

b)

Elementos metálicos para medir variación de RE en probetas corrosimétricas.

c)

Electrodos metálicos para medir RPL en probetas corrosimétricas.

8.2.1.2 La composición química del material para fabricar los componentes de acero al carbono como los testigos gravimétricos y los elementos de medición o electrodos de las probetas corrosimétricas RE y RPL que se mencionan en los incisos a), b) y c) del numeral 8.2.1.1 de esta NRF, debe ser la que se establece en el Anexo 12.2 de esta NRF, conforme con ASTM A29/A29M – 12. 8.2.2

Testigos y probetas corrosim étricas fabricados con material distinto al acero al carbono.

Los componentes a que se refiere el numeral 8.2.1.1 de esta NRF, que se utilizan para determinar velocidad de corrosión en ductos, equipos, recipientes e instalaciones que se fabrican con materiales distintos del acero al carbono, se deben manufacturar con un material cuya especificación y composición química se establece en el Anexo 12.2 de esta NRF, que sea igual o en su defecto, equivalente al que se utiliza para la construcción de dichas instalaciones, por lo que deben cumplir en su caso, los requisitos que se establecen en:




ASTM D2688 – 11 y ASTM G61 – 86 (Reapproved 2009) para el caso de cobre en aleación UNS C12200; admiralty en aleaciones UNS C44300, UNS C44400, UNS C44450; cuproníquel en aleaciones UNS C70600, UNS C71100, UNS C71500, UNS C71520, UNS C73500; monel en aleación UNS N04400; titanio en aleaciones UNS R50250, UNS R50400, UNS R50550 y aceros inoxidables UNS S30400, UNS S31600; entre otros. 8.3 8.3.1

Fabricación. Testigos corros imétricos.

8.3.1.1 Propiedades. El material que se utiliza para fabricar testigos corrosimétricos, en lo que se refiere a su especificación y composición química establecida en el numeral 8.2.1 de esta NRF, no deben sufrir ninguna alteración durante su fabricación. 8.3.1.2 Condición de la superficie. La superficie debe estar completamente limpia, libre de óxidos, grasa, humedad y/o de cualquier otro contaminante que pueda causar interferencia en las mediciones de la velocidad de corrosión que se evalúa por diferencia de peso. Además, los testigos no deben tener bordes filosos o rebabas, en los que se que puedan generar mayores velocidades de corrosión a las que se pudiera generar por efectos del fluido que se transporta y que no son representativas del índice que se evalúa por este principio de medición. Adicionalmente, a los testigos corrosimétricos se les debe efectuar limpieza mecánica, desengrase y secado; según se indica a continuación en los numerales 8.3.1.2.1 a 8.3.1.2.3 de esta NRF. 8.3.1.2.1 Limpieza mecánica. La limpieza mecánica se debe efectuar con chorro de aire a presión y micro esfera de vidrio soplado sobre la superficie de los testigos, hasta desaparecer en su totalidad los contaminantes adheridos al metal. No se debe llevar a cabo este tipo de limpieza mecánica, con chorro de arena sílica, ya que este método favorece la formación de superficies irregulares y provoca que el área real sea mayor que el área aparentemente medible. Tampoco se debe utilizar lavado ácido con o sin inhibidor, debido a que puede causar activación o pasivación de la superficie metálica, ya que genera variaciones importantes en la medición de la corrosión. 8.3.1.2.2 Desengrase. Los testigos se deben desengrasar con solventes no polares a una temperatura mayor a la del ambiente y en un dispositivo que cuente con un mecanismo para agitación. Los testigos desengrasados no se deben tocar con los dedos desnudos, se deben manejar forzosamente con pinzas, hojas de papel, guantes de cirujano o polietileno; los cuales deben estar también, completamente limpios y sin grasa.




8.3.1.2.3 Secado . Los testigos que ya se limpiaron mecánicamente y se desengrasaron, se deben secar y colocar en un recipiente herméticamente cerrado o desecador de laboratorio, que contenga algún compuesto higroscópico tal como cloruro de calcio anhidro, sulfato de sodio anhidro o sílice desecante con indicador. El tiempo mínimo de permanencia en el desecador, debe ser de dos horas, para lo cual se pueden emplear desecadores con dispositivos para crear vacío. Después de este tiempo de residencia en el desecador, se pesan en una balanza analítica digital, la cual debe cumplir con lo que se establece en el numeral 8.4.2.1 de esta NRF, para registrar el peso y finalmente se pueden conservar en un desecador a las condiciones descritas en el párrafo anterior o colocar dentro de envases en un medio inerte, de tal forma que se aíslen del oxígeno del aire o cualquier otro medio corrosivo, hasta que se desechen. 8.3.1.2.4 Forma d el testi go. 8.3.1.2.4.1 Circular. Los testigos de forma circular, se pueden instalar rasantes o a diferentes alturas mediante un arreglo múltiple, en el interior de los ductos, deben tener un diámetro exterior de 31,75 mm (1,25 in), con un espesor de 3,18 mm (0,125 in), un orifico circular central con chaflán para montaje rasante o recto para acoplamiento múltiple, cuyo diámetro debe ser de 7,92 mm (0,312 in) cuando sea con chaflán y de 12,5 mm (0,500 in) de diámetro para el caso del orificio recto y un área superficial expuesta de 1613,0 mm 2 (2,5 in 2) con chaflán y 2406,8 mm (3,73 in) con orificio recto. Estas dimensiones no deben tener variaciones mayores a ±0,3 mm (0,012 in). El dato de área expuesta por cada lote de testigos, la debe indicar el fabricante en valores de hasta dos (2) cifras decimales, valor que se debe emplear para calcular la velocidad de corrosión. La Figura 1 del Anexo 12.3 de esta NRF, muestra una vista general de las formas típicas de los testigos rasantes, así como su apariencia final en la que se puede apreciar el acabado superficial, el orificio con chaflán para montaje rasante o recto para arreglos múltiples y la colocación de aisladores para evitar que se forme par galvánico cuando se instalan. Todos los testigos circulares deben tener un número de serie o identificación, marcado con letra de golpe en su superficie. 8.3.1.2.4.2 Rectangular. Todos los bordes de los testigos rectangulares para evaluar velocidad de corrosión en campo, se deben redondear y deben tener las dimensiones que a continuación se establecen, cuya selección final depende de la aplicación en particular. a) Largo 50,8 mm (2,0 in), ancho 22,2 mm (0,875 in), espesor 3,18 mm (0,125 in) y área superficial expuesta de 2193,54 mm 2 (3,4 in2). b) Largo 73,0 mm (2,875 in), ancho 22,2 mm (0,875 in), espesor 3,18 mm (0,125 in) y área superficial expuesta de 3354,83 mm 2 (5,2 in2). c) Largo 152,4 mm (6,0 in), ancho 22,2 mm (0,875 in), espesor 3,18 mm (0,125 in) y área superficial expuesta de 7354,82 mm 2 (11,4 in2).




d) Largo 76,2 mm (3,0 in), ancho 12,7 mm (0,500 in), espesor 1,588 mm (0,0625 in) y área superficial expuesta de 2154,83 mm 2 (3,34 in2). e) Largo 76,2 mm (3,0 in), ancho 9,525 mm (0,375 in), espesor 1,588 mm (0,0625 in) y área superficial expuesta de 1688,38 mm2 (2,617 in2). Deben tener dos orificios circulares para montaje, los cuales pueden ser rectos o con chaflán, con un diámetro de 7,92 mm (0,312 in). Todas las dimensiones de los testigos con forma rectangular, no deben tener variaciones mayores a ±0,3 mm ( 0,012 in). El dato de área expuesta por cada lote de testigos, la debe indicar el fabricante en valores de hasta dos (2) cifras decimales, valor que se debe emplear para calcular la velocidad de corrosión. La Figura 1 del Anexo 12.3 de esta NRF, muestra una vista general de las formas típicas de testigos rectangulares, así como su apariencia final en la que se puede apreciar el acabado superficial, los orificios para montaje y la colocación de aisladores para evitar que se forme par galvánico cuando se instalan. Todos los testigos rectangulares deben tener un número de serie o identificación, el cual se debe marcar con letra de golpe en un sitio de la superficie del mismo. Los testigos rectangulares que se utilizan en la prueba gravimétrica de laboratorio que se establece en la publicación del método NACE 1D182 Edición 2005, se deben fabricar con material de la misma aleación de las instalaciones. Cuando no sea factible obtener comercialmente la misma especificación de material que se utiliza en las instalaciones, se debe cumplir con lo que se establece en los numerales 8.2 y 8.3.1 de esta NRF. Debido a que sus características están en función de los equipos que se emplean para llevar a cabo dicha prueba; pueden carecer de número de serie, orificios de montaje y tener dimensiones distintas a las que se establecen en los incisos a), b) y c) de esta NRF. 8.3.1.3 Instalación típica de testigos gravimétricos. Los testigos gravimétricos se pueden instalar inmersos en el flujo o rasantes a la pared interior de los ductos, tal como se muestra en las Figura 3 y 4a del Anexo 12.3 de esta NRF, conforme con las necesidades de medición de velocidad de corrosión. Cuando PEMEX lo establezca como un requerimiento adicional en el procedimiento de contratación, en la instalación de testigos gravimétricos, se debe colocar un sello de alta seguridad con cable de acero, mecanismo de cierre unidireccional y numeración consecutiva con rótulos en forma indeleble o un dispositivo equivalente que pueda cumplir con lo que se muestra en las figuras 4b y 4c del Anexo 12.3 de esta NRF. 8.3.2

Probetas corr osi métric as con el método de RE.

Las probetas que se utilizan en este método para medir la velocidad de corrosión, deben operar bajo el principio de que la RE de un elemento de medición como un alambre, cinta o tubo de un material metálico; aumenta a medida que el área (A) de su sección transversal disminuye, conforme con ASTM G 96 – 90 (R2008) y de acuerdo con la siguiente ecuación:




Donde: R

= Resistencia del alambre, tira o tubo que se utliza como elemento de medición. = Resistividad del material metálico, cuyo valor depende de la temperatura.

l = A

Longitud del elemento de medición.

= Área de sección transversal.

El método debe medir la razón entre la resistencia del elemento de medición expuesto al medio corrosivo y la resistencia de un elemento de referencia del mismo material, además de estar aislado del medio corrosivo, con lo que se puede compensar el efecto de la temperatura sobre la resistividad del metal. Este tipo de probetas se deben utilizar solo en medios no conductores tales como vapores, gases, hidrocarburos y líquidos no acuosos. No se deben utilizar cuando exista presencia de una fase continua de algún líquido conductor, como el agua. Las probetas de RE deben ser del tipo recuperable, que puedan permanecer instaladas durante su vida útil para proporcionar información continua o que se utilice de forma portátil para obtener información periódica de un número determinado de diferentes puntos para medición. Su vida útil normal se deber limitar hasta reducir aproximadamente 50% del espesor inicial del elemento de medición, con el fin de evitar mediciones erráticas que se asocian al desgaste no uniforme de dicho elemento de medición. Se debe construir de tal forma que tenga completa compatibilidad física con los dispositivos de acceso a los ductos, equipos o recipientes en los cuales se va a medir la velocidad de corrosión. Se debe asegurar la compatibilidad entre los materiales de construcción de la probeta con los materiales que sirven como sellos y con el fluido de trabajo. Estas probetas no deben permanecer instaladas por períodos de tiempo mayores a su vida útil, deben ser seguras, así como confiables en su función y operación. Los elementos de medición de las probetas de RE son consumibles, debido a su naturaleza y a que para la medición deben sufrir desgaste por corrosión. En función de su aplicación, estas probetas pueden ser del tipo de elemento cilíndrico o del tipo “loop” como se muestran en la Figura 6 del Anexo 12.3 de esta NRF, los cuales son inmersos en el fluido, es decir que sobresalen al interior del ducto y solo se deben utilizar en los puntos para medición de velocidad de corrosión donde no exista la posibilidad del paso de dispositivos de limpieza o inspección interior de ductos. Las probetas del tipo de elemento rasante, se deben utilizar en los puntos para medición de velocidad de corrosión donde exista la posibilidad del paso de los mencionados dispositivos de limpieza o inspección interior de ductos. La relación de resistencias entre el elemento expuesto y el elemento protegido se debe determinar como se muestra el circuito para medición, en la Figura 5 del Anexo 12.3 de esta NRF. Lo anterior para minimizar los efectos que se pueden presentar debido a cambios de temperatura en el sistema. Para seleccionar este tipo de probetas se deben minimizar los efectos asociados al ruido eléctrico, al ruido por esfuerzos y al ruido térmico. Los efectos que se asocian al ruido eléctrico se minimizan mediante el uso de los cables eléctricos que se especifican por diseño para el instrumento de medición y ubicar tanto el equipo como el cableado en sitios donde no existan cables eléctricos de alta tensión, motores de uso pesado, interruptores eléctricos y transmisores de radio.




En caso de prever que los elementos de medición puedan sufrir flexión, debido a las condiciones de flujo en el sistema ya que tal deformación que se genera, puede originar ruido asociado a los esfuerzos que se crean, se deben incluir elementos de protección de la probeta de RE para eliminar este efecto. Las probetas de RE en posición transversal, utilizadas en sistemas con altas velocidades de flujo, no se deben instalar sin protección. Cuando se presenten trascendentes fluctuaciones de temperatura en el sistema de transporte, se deben seleccionar probetas con la menor sensibilidad al ruido térmico, de acuerdo con las especificaciones del fabricante, lo anterior además de que las probetas de RE tienen una compensación por cambios de temperatura, por medio de la medición de la relación entre la resistencia de un elemento expuesto al medio corrosivo y la resistencia de un elemento de referencia aislado, donde el elemento expuesto al medio puede responder más rápidamente a cambios de temperatura del medio que el elemento aislado, fenómeno que es un tipo de ruido térmico. La presencia de depósitos con propiedades conductoras, como el sulfuro de hierro, pueden ocasionar efectos de corto circuito en las probetas de RE, al reducir la pérdida de metal u ocasionar una aparente ganancia de metal. Se debe prever la posibilidad de que este tipo de error se pueda presentar en el sistema que se desea medir. Este efecto se puede disminuir al seleccionar una configuración de probeta conforme con las instrucciones que para tal fin emita el fabricante. Para estabilizar las probetas RE, se debe respetar el periodo mínimo requerido para su exposición al fluido del ducto, antes de iniciar las mediciones, por lo que el fabricante debe incluir con cada tipo de probeta que produzca, una gráfica del tiempo de respuesta versus el “span” o rango de sensibilidad, similar al tipo que se muestra en la Figura 6 del Anexo 12.3 de esta NRF. El “span” de la probeta RE, se debe seleccionar en función de la velocidad de corrosión que se espera en el ducto, equipo o recipiente donde se va a medir la velocidad de corrosión. Existe una relación entre la sensibilidad y la vida útil de la probeta, por lo que se debe seleccionar la probeta con la sensibilidad especificada por el fabricante para las condiciones de corrosión del sistema que se desea medir, particularmente cuando se desean detectar cambios repentinos en la velocidad de corrosión del sistema. La resolución típica es de 0,1% de la vida útil de la probeta. Sin embargo, para evitar problemas de ruido, se estima que solo los cambios mayores al 1% de la vida útil de la probeta se utilicen para calcular la velocidad de corrosión o para detectar un cambio repentino en el sistema. Cuando se requiera monitorear la velocidad de corrosión en un ducto con velocidad de corrosión estable, la vida útil de la probeta tiene mayor importancia que su tiempo de respuesta. Un espesor de elemento de medición a un determinado “span”, para una vida útil de probeta de seis meses, debe tener un cambio promedio de 1% aproximadamente cada dos (2) días. Cuando se desean detectar cambios repentinos en la velocidad de corrosión en un ducto, el tiempo de respuesta durante dicho cambio es más importante que la vida útil de la probeta. La sensibilidad se debe seleccionar de tal manera que el 1% de la vida útil de la probeta, a la velocidad de corrosión durante el cambio repentino del proceso, corresponda al tiempo de respuesta deseado o al tiempo de respuesta máximo permisible durante el cambio repentino, en tal caso, se requiere generalmente de una probeta más sensible. No obstante, debido a que los cambios repentinos en el sistema pueden no durar largos períodos de tiempo, la vida útil de la probeta no se debe ver disminuida severamente.




Las probetas RE pueden ser de longitud fija o ajustable, dicha longitud está en función del diámetro y espesor de la tubería donde se va a instalar, así como la posición que se requiera dentro del ducto, con el elemento cilíndrico inmerso en el flujo o rasantes. Las probetas de RE se deben proteger y transportar en bolsas de plástico selladas, para preservar las superficies preparadas para la medición. Durante su instalación, se debe evitar el contacto de los elementos con sustancias que puedan contaminarlos u ocasionar corrosión adicional a la que se desea determinar de medición. Los datos que se obtienen mediante una probeta de RE se deben poder graficar como pérdida de metal contra tiempo. Los cambios repentinos en las condiciones de operación del ducto y los cambios en la velocidad de corrosión se pueden claramente detectar como cambios en la pendiente de la curva. La velocidad de corrosión promedio se puede estimar mediante la pendiente de la línea que conecta dos puntos en la curva, en el período de tiempo considerado. La velocidad de corrosión máxima se debe calcular como la pendiente de la curva, en la sección en que suceda el cambio de menor a mayor pérdida de metal, más pronunciado. En la figura 7 del Anexo 12.3 de esta NRF, se muestra un gráfico típico de velocidad de corrosión como pérdida de metal en función del tiempo. Algunos sistemas pueden calcular de manera automática las velocidades de corrosión durante varios períodos de tiempo. A partir de los niples de acceso a los ductos en operación, con DN 50 (NPS 2) y con diámetro interior de 57,15 mm (2,25 in); con longitud comercial estándar de 133,35 mm (5,25 in) y una separación para soldadura de 1,59 mm (0,0625 ó 1/16 in), la longitud de las probetas RE se debe obtener según se indica a continuación: a)

Probetas RE del tipo de elemento cilíndrico o “loop” se tiene.

Longitud de probeta  b)

P  T  31,75(1,25) .

Probetas RE del tipo de elemento rasante se tiene.

Longitud de probeta  T  31,75(1,25) . Donde: P = Penetración que se requiere al interior del ducto, mm (in). T= Espesor de pared del ducto, mm (in). 8.3.3

Probetas corrosi métricas con el método de RPL.

Este tipo de probetas deben utilizar la técnica electroquímica de RPL para medir la velocidad de corrosión en forma directa y en tiempo real, se deben u tilizar solo cuando el fluido en los ductos, equipos o recipientes donde se va a evaluar la velocidad de corrosión, presente una fase continua de algún líquido conductor, como el agua. El principio de operación se sustenta en medir la variación de RPL en un electrodo de prueba que se corroe por efecto del medio al que se expone, al aplicar externamente pequeños cambios de potencial ( ∆E) que producen flujos de corriente medible ( ) en dicho electrodo.




Estas probetas corrosimétricas se deben fundamentar en la relación directamente proporcional que existe entre la densidad de corriente, asociada a una pequeña polarización de un electrodo y la velocidad de corrosión generada en dicho electrodo. Para una polarización pequeña de un electrodo, típicamente de hasta 20 mV, la resistencia a la polarización (Rp) se relaciona con la densidad de corriente de corrosión ( ), conforme con ASTM G 96 – 90 (R2008), conforme con la siguiente ecuación: Donde: B= Relación definida por coeficientes o pendientes de Tafel, anódica (b a) y catódica (bc):

Rp= Resistencia a la polarización del electrodo, expresada en

- cm2.

El valor de B puede cambiar de acuerdo a cada metal que se desea evaluar, por lo que se deben conocer los valores de ba y bc para poder calcular un valor de velocidad de corrosión. Si los valores de los coeficientes de Tafel no se conocen, estas probetas se p ueden utilizar para dar seguimiento a cambios relativos de la velocidad de corrosión. Los instrumentos de medición deben tener un valor de la relación B para acero al carbón, por medio del cual se debe calcular la velocidad de corrosión. La densidad de corriente de corrosión, , se puede convertir en velocidad de corrosión del electrodo, Vcorr , si se conoce el peso equivalente (p. e.) y la densidad ( ) del metal que constituye el electrodo que se corroe.

Donde Krpl es una constante, cuyos valores se muestran a continuación:

Cada fabricante debe calcular y reportar los pesos equivalentes para los diversos metales y aleaciones que comercializa. Se deben tomar como constantes los coeficientes de Tafel, lo que es válido solo para un cambio de potencial de polarización menor a 20 milivolt. A fin de facilitar la medición, se debe tener un segundo electrodo auxiliar inmerso en el medio, que a través de una fuente externa de poder se debe conectar al electrodo de prueba que se corroe, como se muestra en el circuito de la Figura 8 del Anexo 12.3 de esta NRF.




Las probetas de RPL detectan únicamente la pérdida de metal debida a corrosión y no la pérdida de metal asociada a efectos mecánicos como erosión, entre otros. La construcción de este tipo de probetas debe ser tal, que sea completamente compatible físicamente con los dispositivos de acceso a los ductos, equipos o recipientes en los cuales se va a medir la velocidad de corrosión, ser seguras, así como confiables en su función y operación. Las probetas deben tener dos electrodos o eventualmente, pueden tener un tercer electrodo, equidistante a los electrodos de prueba y auxiliar, que funciona como electrodo de referencia para poder hacer correcciones en la medición, debido a la resistencia que presente el medio corrosivo. Las probetas con un tercer electrodo, se deben utilizar cuando se presente baja conductividad en el medio de exposición o bien, se pueden utilizar probetas de dos electrodos con SCR para hacer correcciones por la resistencia de la solución. Se debe respetar el periodo de polarización requerido por las probetas RPL, antes de iniciar las mediciones, por lo que el fabricante debe emitir y entregar una gráfica de polarización versus tiempo, para todos los tipos de probetas de RPL que produzca, similar al tipo que se muestra en la Figura 9 del Anexo 12.3 de esta NRF. Las probetas RPL pueden ser de longitud fija o ajustable, la cual está en función del diámetro y espesor del ducto donde se va a instalar, así como de la posición que se requiera dentro del ducto, con los electrodos inmersos en el flujo o rasantes. La longitud de las probetas RPL se debe determinar de la misma forma como se obtiene para las probetas RE, establecida en el numeral 8.3.2 de esta NRF. La probeta se debe instalar de tal manera que los dos electrodos de medición sean perpendiculares al flujo, para propiciar que el flujo sea similar alrededor de cada uno. Las probetas se deben remover para su inspecci ón a fin poder determinar si su deterioro, daño o ensuciamiento afectan la veracidad y calidad de los datos de la medición que realiza. Los electrodos de medición de las probetas de RPL se deben remplazar de acuerdo a las instrucciones emitidas para tal fin por cada fabricante. La figura 10 del Anexo 12.3 de esta NRF, muestra un grafico de velocidad de corrosión versus conductividad, para tres tipos de probetas, con el que se pueden determinar los rangos de operación o funcionamiento de la técnica de RPL. 8.4

Inspección y pruebas.

Todos los testigos y probetas corrosimétricas incluidos en esta NRF, para medir velocidad de corrosión, deben ser nuevos y no presentar visualmente, ningún daño físico ni indicios de corrosión incipiente. No se deben reutilizar este tipo de testigos y probetas corrosimétricas.


8.4.1



Propiedades.

La composición química de la aleación que se establece en el numeral 8.2 de esta NRF, se debe determinar por medio del método de prueba ASTM E415 – 08 o equivalente, mediante análisis por absorción atómica; en un laboratorio acreditado en términos de la LFMN. Para los testigos corrosimétricos, los elementos de probetas corrosimétricas RE y de los electrodos de las probetas corrosimétricas RPL de acero al carbono se debe utilizar como constante la densidad de 7860 kg/m 3 (7,86 g/cm³) y cumplir con los requisitos que se establecen en el numeral 8.3.1.1 de esta NRF. 8.4.2

Condi ciones de superfic ie.

Se debe cumplir con las condiciones establecidas en el numeral 8.3.1 de esta NRF; concernientes a limpieza mecánica, desengrase y secado. Lo anterior se puede comprobar por medio de métodos di rectos como el visual o algún otro que se establezca con este propósito. 8.4.2.1 Peso del testig o corr osimétrico . Los testigos corrosimétricos se deben pesar en laboratorio con balanza analítica digital cuya precisión debe ser de hasta diezmilésimas de gramo, el valor de este peso, se debe establecer como peso que el fabricante debe reportar. La balanza analítica digital que se utiliza para este propósito, se debe calibrar en un laboratorio acreditado en términos de la LFMN. El testigo gravimétrico se debe pesar después del proceso de secado a que se refiere el numeral 8.3.1.2.3 de esta NRF. Antes de instalar el testigo corrosimétrico en el ducto, se debe pesar en una balanza, la cual debe cumplir con los requisitos de esta NRF y el resultado se debe establecer como peso inicial para calcular la velocidad de corrosión. Después de su exposición al medio a evaluar y de su limpieza posterior a la exposición que se establece en el numeral 8.4.3.2 de esta NRF, se debe determinar el peso final del testigo, para lo cual se debe utilizar la misma balanza con la que se determinó el peso inicial. En caso de imposibilidad para utilizar la misma balanza, se debe emplear otra balanza, misma debe cumplir con los mismos requisitos de precisión y calibración que se establecen en este numeral. 8.4.2.2 Forma y dimensio nes. Se debe verificar que los testigos corrosimétricos tengan la forma circular para instalación rasante o rectangular para instalación más al interior en el ducto, es decir, no rasante. También se deben medir las dimensiones que se establecen en el numeral 8.3.3 de esta NRF, cuyos valores se deben registrar en el empaque individual de cada testigo, así como el área expuesta que se debe utilizar para efectos de cálculo de la velocidad de corrosión. 8.4.2.3 Tiempo de exposi ción al medio y limpi eza posterior a la exposi ción. El tiempo mínimo de exposición de los testigos corrosimétricos en el medio para lograr que la medición de la velocidad de corrosión sea representativa, debe ser 30 días.




El tiempo mínimo de exposición para probetas corrosimétricas de RE y de RPL en el medio, para lograr que la medición de la velocidad de corrosión sea representativa, se debe definir con base en las características de los elementos y electrodos que se deben seleccionar en función de la velocidad de corrosión que se espera del sistema. Cada testigo corrosimétrico después de cumplir con el tiempo mínimo de exposición, se debe retirar y someter a limpieza y secado preliminar in-situ, se debe guardar en un recipiente en un medio inerte para transportarlo al laboratorio. Los testigos corrosimétricos se deben limpiar y obtener su peso final en laboratorio, conforme a lo que se establece en ISO 8407:2009, ASTM G1–03 (Reapproved 2011) y/o NACE RP0775-2005 o equivalentes. Los testigos corrosimétricos se deben pesar en laboratorio con balanza analítica digital cuya precisión debe ser de hasta diezmilésimas de gramo. La balanza analítica digital que se utiliza para este propósito, se debe calibrar en un laboratorio acreditado en términos de l a LFMN. Se debe calcular la velocidad de corrosión con los datos de peso inicial y peso final, tiempo de exposición, además de los inherentes a los propios testigos, como la densidad del material y el área expuesta al fluido del ducto; tal como se establece en el Anexo 12.4 de esta NRF. 8.5

Almacenamiento y transporte.

8.5.1 Al macenam iento. Los testigos corrosimétricos que se utlizan en campo para efectos de medir la velocidad de corrosión, se deben preparar y pesar, así como conservar y guardar en un recipiente hermético, en un lugar fresco, libre de agentes corrosivos como humedad, ácido sulfhídrico, anhídrido sulfúrico y sulfuroso, óxidos nítrico y nitroso, bióxido de carbono, salinidad, entre otros que puedan iniciar un proceso de corrosión. Cuando ya se tengan en su empaque individual y por lote, se deben revisar para asegurar que ninguno de dichos empaques, tanto el individual como el utilizado por lote, presenten daños físicos que elimine la condición de hermeticidad principalmente en el empaque individual, que se debe mantener en el interior del empaque por lote; el recipiente hermético debe tener un producto con características higroscópicas, como la sílica gel. En caso de presentar daños alguno de los empaques, se debe sustituir. 8.5.2

Transporte.

El traslado de los testigos corrosimétricos y las probetas RE y RPL, debe ser de tal forma que se evite ocasionar daños a los empaques individual y por lote, para conservar su integridad y hermeticidad. Asimismo, se deben evitar golpes para que no presenten daños que puedan ocasionar una pérdida de material en los testigos corrosimétricos o elementos de medición de las probetas RE y RPL; con lo que se puede perder confiabilidad en la medición de la velocidad de corrosión. 8.6 8.6.1

Documentación a entregar por el proveedor. Informes de resultados de pruebas y calibración.

Los informes de resultados de pruebas que se establecen en esta NRF, deben ser emitidos por laboratorios de ensayo acreditados en términos de l a LFMN, cuya acreditación debe estar vi gente al realizar tales pruebas.




Los informes o constancias de calibración que se establecen en esta NRF, deben estar vigentes y ser emitidos por laboratorios de calibración acreditados en los términos de la LFMN, cuya acreditación debe estar vigente al realizar las calibraciones. a)

Informe de resultados de la composición química del material de fabricación.

b) Acreditación del laboratorio de pruebas para determinar la composición química del material de fabricación de los testigos gravimétricos y los elementos de medición o electrodo de las probetas corrosimétricas RE y RPL. c) Informe de resultados del peso inicial de fabricación de los testigos gravimétricos, obtenido en las instalaciones del fabricante, expresado en gramo. Se deben relacionar con respecto al número de serie o identificación. d)

Informe de calibración de la balanza analítica en la que se determina el peso inicial de fabricación.

e) Informe de resultados del peso inicial de los testigos gravimétricos para efectos de cálculo de velocidad de corrosión, expresado en gramo, obtenido a condiciones de temperatura y humedad ambiental similares a las prevalecientes en el sitio de instalación. Se deben relacionar con respecto al número de serie o identificación. f) Informe de calibración de la balanza analítica para determinar el peso inicial, expresado en gramo. Debe ser la misma en la que se determine el peso final en gramo. En caso de imposibilidad de utilizar la misma balanza, se puede utilizar otra balanza con las mismas condiciones que la que se utilizó para determinar el peso inicial del inciso e) de este numeral. 8.6.2

Recepción final.

Los requisitos de inspección que se establecen en esta NRF, se deben verificar mediante documentos, pruebas, mediciones y análisis para garantizar los requerimientos contractuales y cumplir con los requisitos de la NRF049-PEMEX-2009 cuando la recepción final se realice por terceros o empresas contratadas en ex profeso para tal fin o bien con lo que establece el Procedimiento Institucional PA-800-70600-01, septiembre de 2009, cuando dicha recepción final la realice el personal de PEMEX designado por llevarla a cabo. 8.7 8.7.1

Marca de ident ificació n y empaque. Marca de id entificación.

8.7.1.1 Testigos corrosimétricos. Los testigos corrosimétricos los debe marcar el fabricante en su cuerpo, con un número de serie o identificación, para que se pueda rastrear, dicho número se debe colocar con letra de golpe en alguna parte de su superficie. 8.7.1.2 Probetas cor rosimétri cas RE y RPL. Las probetas corrosimétricas RE y RPL, l as debe marcar el fabricante antes de proceder a su almacenamiento y embarque.




Cuando PEMEX lo requiera, se pueden incluir datos adicionales a la información mínima siguiente: a)

Nombre o marca de identificación del fabricante.

b)

Número o tipo de diseño del fabricante.

c)

Diámetro y longitud de la probeta, en mm (in).

d)

Tipo de material del cuerpo y elemento de medición.

e)

Número de serie o identificación.

8.7.2

Empaque.

Los testigos corrosimétricos se deben envolver y cubrir, así como los elementos de las probetas RE y los electrodos de las probetas RPL; con papel inhibidor de corrosión volátil (VCI) para minimizar la posibilidad de iniciar un proceso de deterioro por efecto del ambiente. Además se deben colocar en un empaque individual que este herméticamente sellado para evitar el ingreso de humedad o cualquier otro contaminante. Posteriormente, se pueden colocar en un empaque mayor por lotes, mismo que también debe ser hermético y contener en su interior, un producto con características higroscópicas, como sílica gel. 9.

RESPONSABILIDADES.

9.1

Proveedor y/o Contr atista.

Cumplir los requisitos que se establecen en esta NRF para la adquisición de testigos y probetas corrosimétricas motivo de esta NRF, que se utilizan para medir la velocidad de corrosión en las instalaciones de PEMEX. 9.2

PEMEX.

Vigilar el cumplimiento de los requisitos establecidos en esta NRF para la adquisición de testigos y probetas corrosimétricas motivo de la misma, que se utilizan para medir la velocidad de corrosión en sus instalaciones. 10.

CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES.

No tiene concordancia. 11.

BIBLIOGRAFÍA.

ASTM A29/A29M – 12 Standard specification for steel bars, carbon and alloy, hot-wrought. General requirements for. (Especificación estándar para barras de acero al carbono y aleaciones, trabajadas en caliente. Requisitos generales). ASTM A 240/A 240M-12, Standard Specification for Chromium and Chromium-Nickel Stainless Steel Plate, Sheet, and Strip for Pressure Vessels and for General Applications (Especificación estándar para placas,




láminas y cintas de acero inoxidable al cromo y cromo-níquel, para recipientes a presión y para aplicaciones generales). ASTM A751 – 11 Standard test methods, practices, and terminology for chemical analysis of steel products (Métodos estándar de prueba, prácticas y terminología para análisis químico de productos de acero). ASTM B 122/B122M–11, Standard Specification for Copper-Nickel-Tin Alloy, Copper-Nickel-Zinc Alloy (Nickel Silver), and Copper-Nickel Alloy Plate, Sheet, Strip, and Rolled Bar (Especificación estándar para placas, láminas, cintas y barras roladas en aleaciones de cobre-níquel-estaño, cobre-níquel-cinc (alpaca) y cobreníquel). ASTM B 127-05 (Reapproved 2009), Standard Specification for Nickel-Copper Alloy (UNS N04400) Plate, Sheet, and Strip [Especificación estándar para pl acas, láminas, cintas de aleación níquel-cobre (UNS N04400)]. ASTM B152/B 152M-09, Standard Specification for Copper Sheet, Strip, Plate, and Rolled Bar (Especificación estándar para placas, láminas, cintas y barras roladas de cobre). ASTM B 171/B171M–11 e1-2011, Standard Specification for Copper-Alloy Pl ate and Sheet for Pressure Vessels, Condensers, and Heat Exchangers (Especificación estándar para placa y lámina en aleación de cobre para recipientes a presión, condensadores e intercambiadores de calor). ASTM B 265-11, Standard Specification for Titanium and Titanium Alloy Strip, Sheet, and Plate (Especificación estándar para placas, láminas y cintas de titanio y aleaciones de titanio). ASTM D2688 – 11 Standard test method for corrosivity of water in the absence of heat transfer. Weight loss method. (Método estándar de prueba para corrosividad del agua en ausenica de transferencia de calor. Método de pérdida de peso). ASTM E415 – 08 Standard test method for atomic emission vacuum spectrometric analysis of carbon and lowalloy steel (Método estándar de prueba para análisis de acero al carbono y de baja aleación, por medio del espectrómetro de emisión óptica al vacío). ASTM G1 – 03 (Reapp roved 2011) Standard practice for preparing, cleaning, and evaluating corrosion test specimens. (Práctica estándar para la preparación, limpieza y evaluación de corrosión en especímenes de prueba). ASTM G 61 – 86 (R2009) Standard test method for conducting cyclic potentiodynamic polarization measurements for localized corrosion susceptibility of iron-, nickel-, or cobalt-base alloys. (Método de prueba estándar para realizar mediciones de polarización potenciodinámica cíclica de la susceptibilidad a la corrosión localizada de aleaciones de hierro, niquel o cobalto). ASTM G 96 – 90 (R2008) Standard guide for online monitoring of corrosion in plant equipment. Electrical and electrochemical Methods. (Guía estándar para monitoreo en línea de la corrosión en equipo de planta. Métodos eléctricos y electroquímicos). ASTM G102 – 89 (R2010) Standard practice for calculation of corrosion rates and related information from electrochemical measurements. (Práctica estándar para el cálculo de velocidad de corrosión e información relacionada a partir de mediciones electroquímicas). NACE International Publicaction 1D182 (2005 Edition) Wheel test method used for evaluation of film persistent corrosion inhibitors for oilfield applications. (Publicación Internacional NACE. Método de prueba de la




rueda utilizado para la evaluación de inhibidores de persistencia de película para aplicaciones en el campo petrolero). NACE RP0497–2004 Standard recommended practice. Field corrosion evaluation using metallic Test specimens. (Práctica estándar recomendada. Evaluación de la corrosión en campo utilizando especímenes metálicos de prueba). NACE RP0775–2005 Standard recommended practice. Preparation, installation, analysis, and interpretation of corrosion coupons in oilfield operations. (Práctica estándar recomendada. Preparación, instalación, análisis e interpretación de cupones de corrosión en op eraciones petroleras). NACE/ASTM G193 – 12b Standard Terminology and acronyms relating to corrosion. (Estándar de terminología y acrónimos relacionados con la corrosión). PA-800-70600-01 Procedimiento institucional para la inspección de bienes muebles y supervisión de arrendamientos o Servicios en Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y en su caso, Empresas Filiales. Septiembre de 2009. 12.

ANEXOS.

12.1

Presentación de documentos normativos equivalentes.

Si el Licitante, Proveedor o Contratista considera que un documento normativo es equivalente a un documento normativo (Norma, Código, Especificación o Estándar extranjero) que se indica en esta NRF, se debe someter a la autorización por parte de PEMEX a través de los medios establecidos en las bases del procedimiento de contratación, licitación y/o contrato, para lo cual debe anexar los antecedentes y argumentación en forma comparativa, concepto por concepto, para demostrar que cumple con los requisitos que se indican en a) y b) de este Anexo 12.1 en esta NRF. PEMEX debe responder por escrito a dicha solicitud, para indicar si se autoriza o no, para utilizarlo como documento normativo equivalente. La leyenda “equivalente”, que se menciona en esta NRF, después de las palabras Normas, Códigos y Estándares Extranjeros, significa lo siguiente: a) Las Normas, Códigos y Estándares Extranjeros “equivalentes” deben cumplir o ser superiores a las propiedades mecánicas, físicas, químicas, de seguridad, protección ambiental, de diseño y de operación; que se establecen en las NRF, en las Especificaciones de PEMEX, en las Especificaciones Particulares del Proyecto y en las Normas, Códigos y Estándares Extranjeros que ahí se referencian. b) No se aceptan como equivalentes las Normas, Códigos, Estándares Extranjeros o Normas Mexicanas, que tengan requerimientos menores a los que PEMEX solicita en sus documentos, por ejemplo: menores espesores, menores factores de seguridad, menores presiones y/o temperaturas, menores niveles de aislamiento eléctrico, menores propiedades a la temperatura, mayor emisión de humos y características constructivas de los conductores eléctricos, menores capacidades, eficiencias, características operativas, propiedades físicas, químicas y mecánicas, entre otros; de equipos, de materiales y todos los casos similares que se puedan presentar en cualqui er especialidad dentro del proyecto. Los criterios anteriores aplican también en relación a los requerimientos que se establecen en los Documentos Técnicos de los Paquetes de Ingeniería Básica de los Licenciadores (Tecnólogos).

NRF-194-PEMEX-2013 TESTIGOS Y PROBETAS CORROSIMÉTRICAS

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios


En todos los casos, las características que se establecen en las Normas, Códigos, Estándares y en los documentos que se indican en esta NRF, son requerimientos mínimos a cumplir por el Licitante, Proveedor o Contratista.

Los documentos que se mencionan en el párrafo anterior y que no sean de origen mexicano, se deben legalizar ante cónsul mexicano o cuando resulte aplicable, apostillados de conformidad con el “Decreto de Promulgación de la Convención por la que se suprime el requisito de Legalización de los Documentos Públicos Extranjeros”, publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995. Los documentos que se presenten en un idioma distinto al español se deben acompañar con su traducción al idioma Español, hecha por perito traductor e incluir la conversión de unidades conforme a la NOM-008-SCFI-2002. En caso que PEMEX no autorice el uso del documento normativo equivalente propuesto, el Licitante, Proveedor o Contratista se obliga a cumplir con la normativa que se esablece en esta NRF. 12.2

Composici ón química.

Ac ero al carbono. ASTM

Grado

UNS

A29/A29M-12

1010 1018

G10100 G10180

Contenido (% en peso) Mn P 0,30 – 0,60 0,40 0,60 – 0,90 0,50

C 0,08 – 0,13 0,15 – 0,20

S 0,40 0,50

NOTA: El contenido que no se establece como un rango, es un valor máximo.

Ac ero Inoxidable: ASTM

UNSB

TipoC

S30400 S31600

C

Mn

P

304

0,07

2,00

0,045

316

0,08

2,00

0,045

A 240/A 240M–12

Contenido (% en peso) S Si Cr 17,5– 0,030 0,75 19,5 16,00,030 0,75 18,0

Ni 8,0– 10,5 10,0– 14,0

Mo

N

------

0,10

2,00

0.10

Designación establecida de conformidad con la práctica E527 y SAE J 1086. La designación de grado debe ser la asignada originalmente por el Instituto Americano del Hierro y el Acero (AISI). D El análisis de carbono debe indicar con precisión de 0,01% a excepción de los tipos de bajo carbono, cuya precisión debe ser de 0,001%. NOTA: El contenido que no se establece como un rango, es un valor máximo. B

C

Cobre. ASTM

UNS

B152/B152M-09

C12200

Contenido (% en peso) Cu (Incluye Ag) P 99,9 mínimo 0,015 – 0,040

Bronce Admiralty. ASTM B171/B171M–11 e1-2011

C44300

Cu (+ Ag) 70,0-73,0

Sn 0,08 – 0,12

Contenido (% en peso) A Pb Fe As Zn 0,07 0,06 Resto 0,02 – 0,06

C44400

70,0-73,0

0,08 – 0,12

0,07

UNS

0,06

Resto

----------

Sb ---------0,02– 0,10

P -----------------------


Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios C44450


70,0-73,0 0,08 – 0,12

0,07

0,06

Resto

----------

0,02 – 0,10

----------

El elemento se debe determinar aritméticamente por diferencia a 100 por ciento. NOTA: El contenido que no se establece como un rango, es un valor máximo.

A

Cuproníquel. Contenido (% en peso)

ASTM

UNS

B122/B122M–11

C70600 C71100 C71500 C71520 C73500

Cu (+ Ag)

Ni (+ Co)

Pb

Fe

Mn

Zn

Resto D Resto Resto 65,0 min 70,5–73,5

9,0 – 11,0 A 19,0 – 23,0 29,0 – 33,0 28,0 – 33,0 16,5–19,5

0,05 0,05 0,05 0,02 0,09

1,0 – 1,8 1,0 0,40 – 1,0 0,40 – 1,0 0,25

1,0 1,0 1,0 1,0 0,5

1,0B 1,0 0,05 1,0 Resto

Otros elementos mencionados B

B ------------------------

Cobre más elementos con límites específicos deben ser 99,5 % mínimo. Cuando el producto se utiliza para aplicaciones subsecuentes con soldadura y así l o especifique PEMEX, el Zn debe ser 0,50 % máximo, Pb 0,02 % máximo, P 0,02 % máximo, S 0,02 % máximo y C 0,05 % máximo. C P hasta 0,02 % máximo, S hasta 0,02 % máximo y C hasta 0,05 % máximo. D El elemento se debe determinar aritméticamente por diferencia a 100 por ciento. NOTA: El contenido que no se establece como un rango, es un valor máximo, excepto para Cu en B122/B122M–11que es un valor mínimo.

A

B

Monel. ASTM

UNS

B127–05 (Reapproved 2009) N04400

Ni 63,0

Cu 28,0 – 34,0

Contenido (% en peso) Fe Mn C 2,5 2,0 0,3

Si 0,5

S 0,024

El elemento se debe determinar aritméticamente por diferencia a 100 por ciento. NOTA: El contenido que no se establece como un rango, el valor es máximo, excepto para Ni que es un valor mínimo.

A

Titanio. ASTM

Grado

UNS

B 265-11

1 2 3

R50250 R50400 R50550

A Como

A

Ti Resto Resto Resto

C 0,08 0,08 0,08

Contenido (% en peso) O máximo N 0,18 0,03 0,25 0,03 0,35 0,05

, , , ,

H 0,015 0,015 0,015

Fe máximo 0,20 0,30 0,30

mínimo, el análisis de las muestras de la parte superior e inferior del lingote, debe completar y reportar todos los elementos enumerados para el grado correspondiente en esta tabla. El elemento se debe determinar aritméticamente por diferencia 100 por ciento. B Se debe reportar el H del producto final. El H del lingote no se necesita reportar. Se puede tener H menor en acuerdo con el fabricante. C El contenido que no se establece como rango, son valores máximos. El porcentaje de Ti se determina por diferencia a 100 por ciento. D No se requiere reportar otros elementos, a menos que la concentración sea superior a 0,1% cada uno o 0,4% total. No se deben añadir intencionadamente otros elementos. Pueden estar presentes en el Ti o aleaciones de Ti, otros elementos en pequeñas cantidades y ser inherentes al proceso de fabricación. En el Ti, estos elementos suelen ser Al, V, Sn, Cr, Mo, Nb, Zr, Hf, Bi, Ru, Pd, Y, Cu, Si, Co, Ta, Ni, B, Mn y W. E PEMEX puede solicitar en su orden de compra, el análisis de elementos específicos que no figuran en esta especificación.

NRF-194-PEMEX-2013 TESTIGOS Y PRO BETAS CO ROSIMÉTRICAS

Comité d e Normalización de Petról os Mexican os y Organismos Subsid iarios

12.3

Rev.: 0 PÁ GINA 25 DE 33

Figu as.

Figura 1

Formas tí ica de testigos corrosimétricos circula es rasantes y rectangular es.

E le m e n to d e m e d ic ió n e x p u e s to

T r a n s m i s o r d e c o r r i e n t e d e p r o b e t a

R m e d id o = R re V m e d id o V r e f V

r e f e r .

V

m e d i d o

(Im e

ido=Iref)


Figura 2



Circuito para medición de la corrosión por el método de RE.

o j u l F

Figura 3

Forma típica para instalar testigos corrosimétricos con forma rectangular.


4a Figura 4



4b

Forma típica para instalar testigos corrosimétricos con forma circular rasante

4c




10,000

1,000

) A P M ( n ó i s o r r o C e d d a d i c o l e V

100

10

T50 S40, W80 S20, T20, W40

1 S10, T10 S8, T8 S4, S8, T4

0.1

.1 .2

.4

.6 .8 1 2

4

6

8 10 20

40

60 80 100 200

400

600 800 1000

S4

TF50

Tiempo de respuesta ( Horas ) Basada en 1% del Span o 10 divisio nes

Figura 5 probetas RE.

Diagrama típico “Tiempo de respuesta” versus “Velocidad Corrosión” a diferente Span para

NRF-194-PEMEX-2013 TESTIGOS Y PRO BETAS CO ROSIMÉTRICAS

Comité d e Normalización de Petról os Mexican os y Organismos Subsid iarios

a) .4 200

PÁ GINA 29 DE 33

VELOCID D DE CORROSIÓN BAJA

PROB ETAS ESTÁND AR TIPO ELEMENTO

TF50*

Rev.: 0

VEL CIDAD DE CORROSIÓN EDIA

VEL CIDAD DE CORROSIÓN AL TA

SPAN PROBETAS m (in)

MIL SIMAS PO AÑO (0,00 1 in)

.6 .8 1

2

4 68 1

20

40 60 80 1 00

0, 0025 ( ,01) 0,025 (1,0) 0,050 (2,0) 0,100 (4,0) 0,125 (5,0) 0,250 (10,0) 0,500 ( 0,0) 0,625 ( 5,0)

200 veces ta n sensible como S4*

S4 S4,* S8, T4 S8, * T8 S10,* T10 S20,* T20, W 40 S40,* W8 T50 .025

.25

2.5

m por año 25 b)

250

2500

Mic ones por añ o

Clave

A

Figura 6

B

C

D

A = Reemplazo 2 años B = Reemplazo 1 año

C = Reemplazo 3 mese D = Reemplazo 6 sema as

Represen ación típica ara seleccionar Span y f rma de los sensores de probetas de RE.




Velocidad de corrosión promedio en el periodo total de tiempo

Máxima velocidad de corrosión en condiciones de alteración del proceso (cambio rápido de velocidad de corrosión) a p m ( n ó i s o r r o c e d d a d i c o l e v

Velocidad de corrosión en condiciones estables del proceso

tiempo (dias) perdidade metal (mpa )

Figura 7

velocidad de corrosiónpromedio en el periodo de tiempo

Grafico típico de velocidad de corrosión como perdida de metal en función del tiempo.

‐2

Rs = Resistencia de la solución (ohm‐cm ) entre los electrodos de trabajo y auxiliar (aumenta con el espacio entre electrodos y la resistividad de la solución). R = Resistencia de la solución, componente sin compensar (resistencia entre los electrodos de trabajo u

‐2

y referencia) (ohm‐cm ).

‐2

Rp = Resistencia de Polarización Rp (ohm‐cm ). Cdl = Capacitancia de la doble capa de la interface liquido/metal. Figura 8

Circuito equivalente típico de una probeta de RPL.


y o d a c i l p a l a i c n e t o P

e t n a tl u s e r e t n e i r r o c



C o r r i e n te r e s u l ta n te ( I C O R R ) E ta p a d e ap li c a c i ó n d e v o l ta j e ( T íp i c am e n te 1 0 m v ) I

Tiempo

Figura 9

Diagrama típico Polarización versus tiempo para probetas de RPL.

C o r r i e n te a s ín to t a p (c o m o n e n t e d e c o r r i en te D C )

NRF-194-PEMEX-2013 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios e d a d d a a d l i i t l s a e c d a a n u e u g b a

a a d z a e l r i t u s p e a d t l a a u e g d a


Rev.: 0 PÁGINA 32 DE 33 o l t a n e i m r m o a n s i r a f u o g n g a e n a e e R d d

e d a l d b i l a t a o c p a a n u e g u a B

a i v u l l e d a u g A

REGIÓN DE NO OPERACIÓN

) a p m ( n ó i s o r r o c e d d a d i c o l e v

1

2 3

REGIÓN DE OPERACIÓN

0.1

1

10

100

1000

conductividad (micromhos/cm)

10000

3 ‐Probeta de 2 o 3 electrodos equiespaciados, con electrodo de referencia 2‐ Probeta de 3 electrodos 1‐ Probeta de 2 electrodos con compensación de resistencia de solucion

Figur a 10 12.4

Representación típica para determinar el rango de operación de la técnica de RPL.

Cálculo de la velocidad de corros ión.

12.4.1 Ecuación para el cálculo de velocid ades de corrosi ón.

NRF-194-PEMEX-2013

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