11190 es-21041402-110 aplan deintegridad

Crear planes de Integridad para ductos y
cañerías
Tipo: ESPECIFICACIÓN Ámbito: Upstream - Argentina Código: 11190-ES-21041402-110A
Proceso: Abastecimiento->Operar Activo->Gestionar Integridad de Instalaciones->Planificar
Integridad
Revisión: 0.0
Categoría de Activo de Información según Sección 8.5: YPF PRIVADA
RIVEIRO, MARTIN NIZZO, GUILLERMO JORGE
BODEGA, EDUARDO
GUILLERMO
NIZZO, GUILLERMO JORGE
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Autor Validador Calidad Aprobador D M A
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esta publicación, sólo podrá realizarse con autorización expresa y por escrito del propietario de la publicación. Versión 2013-03-18
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1 Índice
Contenido
1 ÍNDICE........................................................................................................................................................................1
2 OBJETO .....................................................................................................................................................................2
3 ÁMBITO DE APLICACIÓN ........................................................................................................................................2
4 CONSIDERACIONES PRINCIPALES.......................................................................................................................2
5 ESPECIFICACIÓN .....................................................................................................................................................3
5.1 IDENTIFICAR AMENAZAS Y MECANISMOS DE DAÑO ....................................................................................................4
5.1.1 Identificar amenazas estables......................................................................................................................5
5.1.2 Identificar amenazas dependientes del tiempo ...........................................................................................6
5.1.3 Identificar amenazas independientes del tiempo.......................................................................................13
5.2 IDENTIFICAR REQUERIMIENTOS REGULATORIOS APLICABLES...................................................................................16
5.3 ASOCIAR ACTIVIDADES DE INSPECCIÓN .................................................................................................................16
5.3.1 Métodos de inspección a aplicar de acuerdo a los mecanismos de daño ................................................16
5.4 ASOCIAR ACTIVIDADES DE MITIGACIÓN Y/O REMEDIACIÓN.......................................................................................22
5.4.1 Definición de actividades de mitigación.....................................................................................................22
5.4.2 Acciones de mejora, reemplazo/ reparación .............................................................................................25
5.5 ASOCIAR ACTIVIDADES DE MONITOREO..................................................................................................................32
5.6 ESTABLECER FRECUENCIAS / FECHAS DE ACTIVIDADES ..........................................................................................33
6 INDICADORES, REGISTROS Y RIESGOS DEL PROCESO.................................................................................36
6.1 INDICADORES ......................................................................................................................................................36
6.2 REGISTROS .........................................................................................................................................................36
6.3 RIESGOS Y ACCIONES MITIGANTES........................................................................................................................36
7 ANEXOS Y REFERENCIAS ....................................................................................................................................37
7.1 ANEXOS ..............................................................................................................................................................37
7.2 NORMATIVA RELACIONADA ...................................................................................................................................37
7.3 DEFINICIONES Y ABREVIATURAS............................................................................................................................38
8 APROBACIÓN .........................................................................................................................................................41
8.1 VIGENCIA ............................................................................................................................................................41
8.2 DISPOSICIONES GENERALES Y TRANSITORIAS........................................................................................................41
8.3 HISTORIAL ...........................................................................................................................................................41
8.4 APROBACIÓN COLEGIADA .....................................................................................................................................42
8.5 CATEGORÍA DE CLASIFICACIÓN DEL ACTIVO DE INFORMACIÓN................................................................................42

cañerías
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2 Objeto
Establecer la metodología para crear planes de Integridad para ductos y cañerías.
3 Ámbito de aplicación
YPF S.A. Upstream Argentina.
4 Consideraciones principales
Este documento complementa el Procedimiento: “Crear y/o modificar planes de Integridad” (10950-PR-21041402-
110A) ubicado en Planificar Integridad del Proceso Gestionar Integridad de Instalaciones, detallando la Actividad:
“Definir actividades de inspección, mitigación, remediación y monitoreo” para el caso específico de ductos de
transporte de gas, petróleo hidratado y deshidratado y agua de formación.
Esta metodología define las actividades que deben realizarse para generar planes de integridad para los siguientes
tipos de ductos:
Líneas de Conducción: incluyendo líneas de conducción, de ensayo y generales, que transportan el fluido de
producción desde pozos a colectores de estación o entre colectores. Incluye líneas de alta y baja presión y de
inyección de gas lift.
Cañerías de inyección: que conducen el agua tratada desde los colectores de inyección a los pozos inyectores.
Acueductos: que transportan el agua tratada en las PIAS (Planta de inyección de agua salada) a los colectores
de inyección o a otros acueductos. Incluyendo Tomas de agua dulce de rio.
Ductos Troncales: que colectan y transportan el fluidos de producción líquidos bajo distintas condiciones de
tratamiento entre baterías, o entre baterías y plantas de tratamiento, o transportan el gas de producción, bajo
distintas condiciones de tratamiento, entre las Unidades Separadoras Primarias y/o Estaciones Compresoras
hasta las Plantas de Tratamiento.
Ductos Troncales regulados: que conducen la totalidad del fluido líquidos de producción en especificación
desde las plantas de tratamiento a las terminales o refinerías; y cañerías de transporte de gas y gasoductos de
venta que conducen el gas tratado desde las plantas de tratamiento hasta los Puntos de Medición Fiscal de
gasoductos de compañías de transporte y/o Plantas propias o de Terceros. Estos ductos son alcanzados por las
regulaciones nacionales Resolución NAG 100 y 1460/2006 respectivamente. Dentro de la última quedan
incluidos los ductos troncales que cruzan límites de área de concesión.
Cañerías de planta: que conducen fluidos en las plantas de tratamiento.

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5 Especificación

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5.1 Identificar amenazas y mecanismos de daño
Una amenaza a la integridad es por definición toda fuente potencial de daño sobre los activos, que pueda derivar en
el evento indicador, pérdida de contención de fluido.
Las amenazas a identificar en los ductos alcanzados se clasifican en:
•Estables
•Dependientes del tiempo
•Independientes del tiempo
Las amenazas típicas para los ductos alcanzados dependerán de las dimensiones del ducto, material utilizado y tipo
de fluido que transporta principalmente.
A continuación se presentan las amenazas típicas por tipo de ducto.
Ductos Material Fluidos Estables Dependientes del tiempo
Independientes del
tiempo

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Fabricación
Construcción
Equipamiento
Corrosión
externa
Corrosión
interna
SCC
(1)
Fatiga
Envejecimiento
Fuerzas
naturales
Operaciones
incorrectas
Daño
por
terceros
Líneas de
conducción
Acero Producción / Gas lift X X X X X X
Líneas de
conducción
No metálico Producción / Gas lift X X X X X
Cañerías de
inyección
Acero Agua X X X X X X
Cañerías de
inyección
No metálico Agua X X X X X
Acueductos Acero Agua X X X X X X
Acueductos No metálico Agua X X X X X
Ductos
troncales/troncales
regulados
Acero
Gas en
especificación
X X X X X X X X X X
Ductos
troncales/troncales
regulados
Acero
Hidrocarburos
líquidos
X X X X X X X X X X
Cañerías de
planta
Acero
Hidrocarburos
líquidos - Agua
X X X X X X X
Tabla 1. Amenazas típicas por tipo de ducto
(1) SCC (Stress Corrosion Cracking): Corrosión bajo tensión
5.1.1 Identificar amenazas estables
Las amenazas de fabricación y construcción y son amenazas estáticas, esto es amenazas que no evolucionan en el
tiempo. Este tipo de amenazas es mitigado fundamentalmente a través de la prueba hidráulica pre operacional y la
inspección y aplicación de un sistema de calidad durante la fabricación y construcción.
La utilización de procedimientos escritos y control de calidad mediante ensayos no destructivos de las soldaduras
circunferenciales permite inferir que no quedaran en la cañería defectos de tamaños tales que puedan producir fallas.
El concepto fundamental de la prueba hidráulica pre operacional es que todo defecto o anomalía tiene una presión de
falla específica y definida, cuando esa presión es alcanzada, el defecto fallará. Por lo tanto, cuanto mayor sea la
presión de prueba, menor será el tamaño del defecto que sobrevivirá a la misma, si es que sobrevive alguno. Esto
define que cuanto mayor sea la relación entre la presión de prueba hidrostática y la presión de operación, más
efectiva será la prueba, es decir, más deberá eventualmente crecer un defecto que haya sobrevivido a la misma.

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ASME desarrollo una base de datos de fallas en los EE.UU. y demostró que no se produjeron fallas de construcción o
fabricación en cañerías de acero probadas hidrostáticamente al 90% de la TMFE (Tensión de fluencia mínima
especificada del material).
Fabricación
Los defectos de fabricación más problemáticos en caños de acero se presentan en las soldaduras longitudinales.
Si bien los métodos constructivos y de control han mejorado sustancialmente a fines de neutralizar esta problemática,
los defectos en soldaduras pueden constituir una amenaza para cañerías fabricadas antes de la década del 80.
Las soldaduras longitudinales más susceptibles son aquellas fabricadas por procesos eléctricos de baja frecuencia
(los cuales han quedado en desuso en la actualidad).
El cuerpo de la cañería puede presentar diversos tipos de defectos como inclusiones, laminaciones y defectos
volumétricos los cuales han tendido a desaparecer con la mejora en los métodos de fabricación y control
En lo que respecta a ductos no metálicos, generalmente construidos en Polietileno de Alta Densidad (PEAD) o Epoxi
Reforzado con Fibra de Vidrio (ERFV) la presencia de impurezas o la falta de energía térmica durante el proceso
(mal curado) pueden conducir al debilitamiento de la cañería, así como también a la aparición de tensiones
residuales de corte. Otro problema que pueden presentar las cañerías de ERFV es la fibra expuesta.
Construcción
Durante la construcción de ductos de acero se pueden presentar defectos en la soldadura circunferencial, arrugas o
pliegues en curvas o bien defectos en roscas y cuplas.
En la construcción de ductos no metálicos, existen dos grupos principales de unión: las uniones desmontables y las
no desmontables. El primero de estos agrupa a las uniones de tipo mecánico como uniones roscadas y juntas
bridadas. El segundo grupo, alcanza a aquellas uniones producto de una reacción química o una deformación
permanente del material, como pueden ser: los pegamentos epoxi u otra base, termofusión (con o sin “manguitos”),
soldaduras plásticas, etc. Cada uno de los métodos de unión ofrece ventajas en uno u otro campo, haciendo de la
selección de ellos parte del proceso de diseño de la línea y las condiciones particulares de esta.
No obstante, son las juntas las que presentan gran cantidad de fallas sobre las existentes en el cuerpo de las
cañerías, haciendo de ellas un punto crítico a considerar.
Equipamiento
Los equipos se definen en este contexto como las instalaciones del ducto diferentes a la cañería y componentes de la
misma como ser medidores, reguladores, válvulas bloqueo, válvulas de seguridad etc.
La amenaza por equipamiento se refiere a fallas en juntas, empaquetaduras, retenes u otros elementos que puedan
derivar en un problema de falta de contención de fluidos.
5.1.2 Identificar amenazas dependientes del tiempo
Las amenazas dependientes del tiempo son aquellas que implican un proceso de degradación o desgaste del
material. Estas amenazas son diferentes en ductos de acero y no metálicos.

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Corrosión Externa
El mecanismo de daño de corrosión externa representa según datos estadísticos un porcentaje muy importante del
total de las fallas en ductos.
La pérdida de material metálico debida al proceso de corrosión externa de las cañerías se debe a un proceso
electroquímico de disolución.
Los principales parámetros que afectan la cinética o velocidad de este proceso de deterioro y por lo tanto definen la
probabilidad de esta amenaza son:
 Agresividad del suelo.
 Estado de los revestimientos.
 Nivel de protección catódica.
 Temperatura.
 Presencia de microorganismos.
 Espesor de la cañería.
 Antigüedad de la cañería (ligada principalmente al deterior de los revestimientos e instalaciones de
protección y en menor medida a la presencia de heterogeneidades químicas o estructurales).
La antigüedad del ducto es un indicador incuestionable de la probabilidad que se produzca un incidente por corrosión
externa y, por lo tanto, un claro indicador del riesgo. El espesor también tienen influencia debido a que la corrosión es
un fenómeno superficial, por ende, cuanto mayor sea el espesor, mayor será el tiempo requerido para perforarlo el
ducto. Estos dos factores no son los únicos indicadores, debe considerarse la influencia en la probabilidad de
ocurrencia la agresividad del medio circundante al ducto, el tipo de revestimiento, nivel de protección catódica en los
tramos subterráneos y las prácticas de operación y mantenimiento.
La agresividad del suelo desde el punto de vista de la susceptibilidad del ataque corrosivo está asociada a una serie
de parámetros que tienen una incidencia directa sobre las velocidades de corrosión en dicho suelo. Entre los
parámetros más importantes se encuentran: la resistividad del suelo, el pH, y el contenido de sales solubles. La
existencia de microorganismos que induzcan procesos corrosivos es un factor importante en la definición de la
probabilidad de falla, ya que se ve modificada la morfología del daño producido.
Actualmente en la industria se acepta que una combinación de revestimientos con protección catódica es la medida
más efectiva para controlar los efectos de corrosión externa en cañerías enterradas. Sin embargo, aún en sistemas
con este tipo de protección combinada, es usual encontrar defectos de corrosión externa, ya que la efectividad del
mismo es dependiente de su mantenimiento.
Como regla aproximada en lo que a las posibilidades de ataque respecta tenemos para líneas sin protección
catódica:
 ALTA: resistividad del suelo desconocida o < 5.000 ohm.cm.
 MEDIA: resistividad del suelo en el rango de 5.000 – 10.000 ohm.cm.
 BAJA: resistividad del suelo > 10.000 ohm.cm.
Para las líneas con protección catódica; se consideran protegidas cuando se cumple con alguno de los siguientes
criterios de protección:
 Un potencial negativo (catódico) de por lo menos 850 mV, con la protección catódica aplicada. Este potencial
está referido a un electrodo de Cu/SO4Cu saturado. las caídas de tensión distintas de las producidas en la
interfase estructura-electrolito, deben ser determinadas para la interpretación válida de este criterio.

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 Un potencial negativo de polarización de por lo menos 850 mV con respecto a un electrodo de referencia de
CU/SO4CU saturado. La medición de este potencial se hará sin la aplicación de la corriente de protección
(para el caso de existir el aporte de más de una fuente, se deberán interrumpir las mismas simultáneamente
y en forma periódica).
 Un mínimo de 100 mV de polarización catódica entre la superficie de la estructura y un electrodo de referencia estable en
contacto con el electrolito. La formación o decaimiento de la polarización puede ser medido para satisfacer este criterio.
Corrosión Interna
El mecanismo de daño por corrosión interna es uno de los mecanismos de mayor contribución al incremento del
riesgo de falla en ductos. Es por lo tanto prioritario reconocer las condiciones que pueden contribuir a la aparición de
fallas por corrosión e identificar efectivamente las medidas que pueden tomarse para disminuir la probabilidad de
fallas por corrosión interna en los ductos.
Para que exista ataque corrosivo desde el interior de un ducto debe registrarse necesariamente la presencia de agua
(líquida). Se ha demostrado que aún frente a la presencia de gases corrosivos (H2S, CO2 y O2), si no hay agua no
hay corrosión interna por debajo de una temperatura de operación de 200°C.
La existencia de agua en el interior de la línea es entonces una condición necesaria para que la corrosión interna
produzca un incremento del riesgo de falla. El contenido de agua es influenciado principalmente por la cantidad de
agua que se transporta y la cantidad de agua que pueda retenerse en la línea (water hold up). Esta última a su vez
dependerá de otros factores entre los que se encuentran la cantidad de agua, la topografía, velocidad de flujo o
prácticas de limpieza etc.
Los principales parámetros que impactan sobre la morfología y velocidad de corrosión interna, además de la
condición necesaria de la presencia de agua son:
1) Contenido de H2S
2) Concentración de O2
3) Contenido o presión parcial de CO2
4) Velocidad de flujo
5) Presencia de bacterias
6) Temperatura de operación
7) Concentración de iones cloruro
1) Contenido de H2S
El ácido sulfhídrico puede encontrarse naturalmente en la formación o ser producido por la acción de bacterias
sulfato-reductoras. El ácido sulfhídrico es un gas ácido con capacidad para disolverse en el electrolito acuoso
generando una disminución del pH. Esta disminución del pH se traduce en un aumento de la agresividad del
electrolito. La velocidad de corrosión se incrementa a medida que aumenta la presión parcial de H2S.
Ciertos organismos primitivos vivos (bacterias, algas, hongos) pueden incidir en la corrosión, permitiendo el
desarrollo de un hábitat corrosivo en el metal; o generando las celdas de concentración electrolíticas que inducen a la
corrosión por contacto o por rendija. Los microorganismos más importantes que influyen directamente el índice de
corrosión metálica son las bacterias sulfato reductoras encontradas en muchos suelos. Se encuentran generalmente
en ambientes acuosos donde el fluido se encuentra estancado o la velocidad de flujo es muy baja. Hay muchas
especies y variedades de estas bacterias, pero todas tienen una característica común, que utilizan el hidrógeno para
reducir el sulfato contenido en los suelos. La bacteria que reduce el sulfato consume hidrógeno, de esta manera

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aumenta la velocidad de corrosión. La reducción del sulfato da lugar a la formación del ácido sulfhídrico; lo cual, a su
vez, causa más corrosión.
El H2S es un gas incoloro y venenoso con olor característico a huevo podrido a bajas concentraciones. Es soluble en
agua, donde se comporta como un ácido débil y reaccionará con el acero y sus aleaciones.
El Hidrógeno atómico puede interaccionar con la microestructura del metal, fragilizándolo. La corrosión por ataque de
H2S se conoce como corrosión “acida” (sour). El FeS producido por la reacción anterior, se adhiere fuertemente a la
superficie del acero, causa la aceleración local de la corrosión porque es catódico para el acero y puede producir
picaduras profundas donde la capa protectora se rompe.
Las picaduras toman la forma de depresiones de fondo cónico, con bordes agudos y cubiertos normalmente por la
capa de sulfuro de hierro, la cual, cuando es eliminada deja al descubierto una ligera brillantez en la zona de los
bordes de la picadura.
Como regla aproximada en lo que a las posibilidades de ataque respecta tenemos:
 Corrosividad Alta:
o Sulfuro de hidrógeno disuelto en el agua ≥ 100 mg/l o presión parcial de H2S en el gas asociado con
la fase acuosa > 0,3 KPa absoluto (0,05 psia).
 Corrosividad Media:
o Sulfuro de hidrógeno disuelto en el agua > 10 mg/l y < 100 mg/l o presión parcial de H2S en el gas
asociado con la fase acuosa < 0,3 KPa absoluto (0,05 psia).
 Corrosividad baja:
o Sulfuro de hidrógeno disuelto en el agua ≤ 10 mg/l.
Deberá consultarse la norma NACE MR 0176.
2) Concentración de O2
El Oxígeno disuelto en el agua puede originar corrosión tanto en forma generalizada como localizada. El O2 actúa
principalmente como un agente oxidante fuerte, dando condiciones termodinámicamente favorables para la corrosión
del acero.
El valor aceptable de contenido de O2 es 50 ppb (partes por billón).
El oxígeno es un gas extremadamente corrosivo en agua de formación, aún más que el CO2. Cuando se introduce
oxígeno (O2) en los sistemas naturales que contienen agua (ej.: en succión de bombas), se observan a menudo
incrementos significativos en la corrosión general, estos incrementos se deben principalmente a que el O2 es un
agente oxidante fuerte. El O2 también acelerará la picadura de corrosión, sobre todo cuando se mezcla con CO2
y/o H2S, en presencia de gas húmedo o agua libre.
Como método práctico, se consideran corrosivas las concentraciones de O2 disuelto en agua por arriba de 0.05 ppm
(50 ppb). También se deben considerar los flujos turbulentos en restricciones, codos, etc., que pueden acelerar las
proporciones de corrosión por O2.
El oxígeno es muy reactivo, se reduce fácilmente reaccionando con muchos compuestos o elementos disueltos en
agua, por lo que, cuando se tiene corrosión por oxígeno no se trata de una contaminación circunstancial del medio
sino que más probablemente haya ingresos de aire por períodos prolongados de tiempo.
• Corrosividad Alta:
o Oxígeno disuelto en el agua ≥ 50 ppb

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• Corrosividad Media:
o Oxígeno disuelto en el agua ≥ 5 ppb y < 50 ppb
• Corrosividad baja:
o Oxígeno disuelto en el agua < 5 ppb
3) Contenido de CO2
Es un hecho conocido que la presencia de Dióxido de carbono (CO2) y agua en ductos produce corrosión acelerada
de los aceros al carbono. El CO2 actúa acidificando el fluido y atacando el acero cuya velocidad de corrosión es muy
dependiente del pH.
Existen en la literatura varios mecanismos que modelan y tratan de explicar el fenómeno corrosivo por CO2, pero es
generalmente aceptado que el ataque se produce al formar ácido carbónico y acidificar el medio.
El CO2 generalmente se encuentra naturalmente en la composición del gas en el reservorio. En presencia de agua el
CO2 acidifica el medio incrementando la velocidad de corrosión.
Cuando se forma el ácido carbónico, el pH del agua en el sistema disminuye (se crean condiciones ácidas (aumenta
la concentración de H+) y se promueve la corrosión general y/o corrosión por picaduras del acero al carbono. La
formación de una capa continua y estable de carbonato de hierro puede reducir considerablemente la velocidad de
corrosión.
La corrosión se produce generalmente en zonas de turbulencia y de choque de fluido, en cambios de sección y
conexiones. El acero al carbono puede sufrir distintas morfologías de ataque: picaduras profundas, ranurados
(ringworms) o mesetas en las zonas de turbulencia.
 Corrosividad Alta:
o Dióxido de carbono (CO2) disuelto en el agua ≥ 1200 mg/l – Presión parcial de CO2 en el gas ≥ 2 bar
(30 psi) para sistemas multifásicos (criterio API-NACE).
 Corrosividad Media:
o Dióxido de carbono (CO2) disuelto en el agua ≥ 600 mg/l y < 1200 mg/l – Presión parcial de CO2 en el
gas entre 0,5 y 2 bar (≥ 7 y <30 psi) para sistemas multifásicos (criterio API-NACE).
 Corrosividad baja:
o Dióxido de carbono (CO2) disuelto en el agua < 600 mg/l – Presión parcial de CO2 en el gas menor a
0,5 bar (< 7 psi) para sistemas multifásicos (criterio API-NACE).
4) Velocidad de flujo
La velocidad del flujo tiene gran importancia en los procesos corrosivos que pueden manifestarse en el interior de un
ducto. La velocidad mínima que debe poseer el flujo es aquella para la cual todas las impurezas se mantienen
suspendidas en el gas o líquido que se transporta. Asegurando esta velocidad se minimiza la probabilidad de
acumulación de materia corrosiva dentro del ducto.
El límite superior de velocidad que puede poseer el flujo es aquel a partir del cual pueden presentarse fenómenos de
erosión-corrosión, cavitación, impingement.
Las líneas con velocidades por debajo de 1m/seg serán foco de análisis.
5) Presencia de bacterias

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La acumulación de sólidos en el cuadrante inferior de los ductos acelera el ataque corrosivo dado que se genera un
ambiente propicio para el crecimiento de Bacterias BSR
Los tratamientos químicos no resultan eficientes para el control de los fenómenos de corrosión bajo depósitos
 ALTA:
o Bacterias sulfato reductoras planctónicas (BSR) ≥ 1.000 col/ml (3 caldos positivos)
 MEDIA:
o Bacterias sulfato reductoras planctónicas (BSR) > 10 col/ml y < 1000 col/ml (2 caldos positivos)
 BAJA:
o Bacterias sulfato reductoras planctónicas (BSR) ≤ 10 col/ml (1 caldo positivo)
6) Temperatura de operación
En general, a medida que se incrementa la temperatura aumenta la velocidad de corrosión. Como regla general, por
cada 10°C de incremento en la temperatura de operación la velocidad de corrosión se duplica.
7) Concentración de iones cloruro
La presencia de cloruros (u otros halógenos) tienen su principal influencia en la desestabilización de películas
protectoras sobre la superficie del metal, incrementando la velocidad de corrosión. Estos aniones generan corrosión
en forma de picado. En general a medida que se incrementa el contenido de cloruros, se incrementa la velocidad de
corrosión.
 ALTA
o Cloruros ≥ 6.000 mg/l y/o sólidos totales disueltos (STD) ≥ 10.000 mg/l
 MEDIA
o Cloruros > 1000 mg/l y < 6000 mg/l
 BAJA
o Cloruros ≤ 1.000 mg/l
SCC
El mecanismo de Stress Corrosión Cracking (SCC), se caracteriza en servicio por la aparición de colonias de
numerosas fisuras longitudinales sin evidencia de corrosión generalizada asociada en la región afectada.
Este fenómeno está asociado con la combinación de tensiones mecánicas superiores a un cierto valor crítico, y
especies corrosivas específicas que llevan al crecimiento de fisuras.
Esta amenaza iniciada desde la superficie externa de ductos ha sido identificada como una de las causas de falla
catastrófica más importante por un gran número de compañías de gas en todo el mundo. Esta forma de ataque ha
causado numerosas fallas en los sistemas de transporte de Gas y Petróleo en la Argentina.
La susceptibilidad a este mecanismo de daño es tratado en las normas ASME B31.8S “Managing System Integrity
of Gas Pipelines” y en API 1160 capitulo 8.7 Stress Corrosión Cracking (SCC) Assessment.
Si bien existen dos tipos de SCC (PH neutro y PH alto); las variables a analizar para identificar susceptibilidad a esta
amenaza son las siguientes:
 Nivel de esfuerzos de operación > 60% TFME
 Antigüedad > 10 años

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 Cualquier recubrimiento dañado que permita exposición al medio
 Temperaturas por encima de los 38ºC
 Distancias a estaciones compresoras menores a 32 Km
Fatiga
La amenaza a la integridad debida al mecanismo de Fatiga es por la iniciación y crecimiento de fisuras producidas
por cargas cíclicas o repetitivas superiores a un cierto valor umbral. Las cargas cíclicas son normalmente producidas
por variaciones de la presión en distintas condiciones de operación.
La forma usual de determinar el tiempo o número de ciclos de carga - descarga que son necesarios para iniciar y
propagar una fisura por fatiga para un determinado material son las denominadas curvas de Wohler o curvas S-N que
representan para un dado material variación de las tensiones mecánicas versus ciclos para producir una falla.
Algunos materiales como los aceros (material de construcción de los ductos) presentan un marcado achatamiento de
esta curva, esto lleva a un valor asintótico de variación de las tensiones mecánicas llamado resistencia a la fatiga y
que representa el valor máximo de variación de tensiones mecánicas debajo del cual se asume que el componente
no fallara por fatiga (vida a la fatiga infinita). Los valores reportados en la literatura para aceros de baja aleación
como el utilizado para la construcción de ductos de transporte y conducción indican valores de resistencia a la fatiga
entre 293 MPa y 486 MPa (los concentradores de tensión normalmente generan tensiones muy superiores a estos
valores).
Los principales factores que tienen influencia en esta amenaza son:
 La existencia de un defecto relativamente grande orientado preferentemente en forma longitudinal (máximas
tensiones).
 Un régimen de ciclos muy agresivo, con constantes variaciones de presión.
 Una susceptibilidad del material específica a sufrir este tipo de daño.
Envejecimiento
Al igual que en todos los ductos, las líneas de materiales plásticos aumentan su probabilidad de falla conforme el
paso del tiempo. Esto se debe principalmente al proceso de envejecimiento que sufren estos materiales como
consecuencia de las solicitaciones a las que está sometido y el medio en el que se encuentra inmerso. El fenómeno
puede concebirse compuesto por dos procesos, un envejecimiento químico causado por la ruptura gradual de las
moléculas del polímero en cadenas más pequeñas, y un envejecimiento físico como consecuencia de la interacción
del material con el medio. Este fenómeno se debe a la estructura macromolecular de los materiales poliméricos que
muestran un comportamiento viscoelástico.
La evaluación del ciclo de vida y el comportamiento del material a largo plazo son factores cruciales para la
aplicación práctica de estas líneas, esto se debe a que el envejecimiento del material produce modificaciones en las
propiedades mecánicas, pudiendo ser superadas por las solicitaciones de operación. Este proceso se ve fuertemente
influenciado por el paso del tiempo y la temperatura a la que se encuentra el material.
Aun cuando los materiales compuestos no se ven afectados por procesos galvánicos o electroquímicos que permitan
la corrosión como los existentes en ductos metálicos, existen, sin embargo, en condiciones de operación reacciones
químicas que alteran la estructura molecular de ellos. Cuando las concentraciones de algunas sales, bases o ácidos

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alcanzan concentraciones elevadas pueden inducir actividad electroquímica en los polímeros modificando así su
estructura.
Por otro lado, todos los polímeros pueden sufrir degradación bajo la aplicación de suficiente calor produciendo la
denominada degradación térmica. Si dicha exposición es combinada con agentes oxidantes, como el oxígeno en
condiciones normales, el proceso puede acelerarse rápidamente. Cuando el material, bajo la condición descripta, es
sometido a un estado tensional de corte, el cual puede alcanzarse producto del deslizamiento de capas cilíndricas,
puede romper su estructura molecular dividiendo sus cadenas poliméricas.
Asimismo, existen procesos de degradación desarrollados por la interacción de micro organismos o incluso la
radiación ultravioleta procedente del sol.
La modificación estructural sufrida en el proceso de envejecimiento se manifiesta principalmente modificando la
resistencia y rigidez del material. Uno de los factores preponderantes es la temperatura, estudios realizados por
fabricantes muestran, para cañerías sometidas a presión interna, una importante disminución en la resistencia con el
aumento de la temperatura.
La ocurrencia de ciclos de presión rutinarios en sistemas de cañerías no metálicos (y particularmente en ductos de
material compuesto reforzado) conduce también a la degradación prematura del ducto. Este tipo de operación debe
ser revisada con el fabricante ya que los efectos sobre la integridad del ducto variarán en función de la cañería,
amplitud y frecuencia de los ciclos de presión. Un ejemplo donde este tipo de mecanismo de daño se encuentra
presente, es en líneas de inyección de agua conectadas bombas de desplazamiento positivo.
 Antigüedad del ducto (superior a los 20 años)
 Existencia de ciclos de presión por encima del rating de la cañería
 Operación a temperaturas por encima de los 60ºC (por ejemplo en ciclos de HOT OIL)
 Exposición a radiación solar
5.1.3 Identificar amenazas independientes del tiempo
El Ingeniero de Integridad y el Ingeniero de Corrosión deben verificar qué tipo de amenazas independientes del
tiempo pueden encontrar en el ducto en cuestión en base a las siguientes definiciones.
Fuerzas naturales
Las amenazas a la integridad debidas a fenómenos naturales son eventos normalmente considerados como poco
frecuentes, pero de consecuencia normalmente graves (roturas). Los incidentes causados por causas naturales son
de acuerdo a todas las bases de datos de fallas responsables de aproximadamente el 10% del total de fallas de
ductos.
Dentro de la categoría de amenazas a la integridad por causas naturales se encuentran entre otros: clima
extremadamente frío, descargas atmosféricas, lluvias copiosas o inundaciones, tornados, huracanes, avalanchas,
terremotos, erupciones volcánicas, tsunamis, erosiones y deslizamientos de laderas.
Estimar las frecuencias de ocurrencia de estos fenómenos es complejo debido a las incertezas propias en la
frecuencia de ocurrencia de estos eventos, pero en primera instancia se puede considerar que los eventos de
tornados, huracanes, avalanchas y erupciones volcánicas que afecten seriamente a las líneas son extremadamente
poco probables. La caída de rayos que afecten seriamente a los ductos es bastante improbable ya que la densidad
ceraunica es entre 2,5 y 3,5(1). La frecuencia de movimientos de suelo (sismos) e inundaciones depende de la región
geográfica del sistema.

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(2) Norma IRAM 2184-1-1 “Elección de los niveles de Protección para los sistemas de Protección contra el Rayo”
Para cada ducto se debe evaluar la presencia de cruces con cursos de agua que presentan riesgo de erosión (en
lecho o márgenes del cruce).
El comportamiento de los materiales compuestos frente a las fuerzas externas es similar al de los materiales
metálicos exceptuando los casos de cruces con zonas inundables, ríos arroyos o pantanos donde debe preverse
durante el diseño la flotabilidad de la cañería y en cruces encamisados u otros apoyos donde la dilatación y
contracción de la línea debido a eventuales cambios de temperatura pueden producir rozamientos con materiales de
mayor dureza y que desgasten el material polimérico. Ambas situaciones deben ser previstas en la etapa de diseño
de las tuberías.
 Cruces de cursos de agua (que sufran procesos de erosión de lecho o margen).
 Zonas de la traza con presencia de causes aluvionales.
 Zonas de la traza dentro de taludes inestables.
 Zonas de sismo 4 o 3 (según Cirsoc 103), o zonas de la traza que atraviesen fallas geológicas.
Operaciones incorrectas
La amenaza a la integridad debida a operaciones incorrectas abarca tanto la amenaza debido a una operación
incorrecta por falla en el procedimiento como la debida a una falla en seguir el procedimiento.
Esta amenaza es mitigada principalmente por medio del desarrollo y aplicación de procedimientos de operación y
mantenimiento vigentes, en conjunto con un programa de capacitación que asegure el entrenamiento adecuado de
todo el personal trabajando en relación a ductos.
Los errores de operaciones incorrectas más frecuentes son:
 Errores por desconocimiento de cómo operar, analizar, hacer algo, etc. (falta de capacitación o experiencia).
 Errores de dejar de hacer algo por que no se sabía que debía hacerse (Roles pobremente definidos, falta de
establecimiento de responsabilidades claras, falta de información válida).
 Errores debidos a deliberados ahorros de tiempo o dinero (análisis incorrecto de las prioridades y riesgos).
 Errores debidos a problemas de comunicación (Falta de recepción de la información por el personal
adecuado, falta de equipamientos adecuados para la comunicación, etc.).
 Errores debidos a utilizar tecnología obsoleta, inapropiadamente mantenida o calibrada para la realización de
ensayos y mediciones.
 Errores al utilizar procedimientos inadecuados u obsoletos.
 Procedimientos e instructivos desactualizados, inapropiados o inexistentes.
 Entrenamiento de las personas inapropiado.
 Definición de roles y responsabilidades inapropiada.
 Equipamiento inapropiado o insuficiente.
Daño por terceros

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Se entiende por daño por terceros el daño producido tanto por terceros no pertenecientes a la empresa (daño por
terceras partes), como el daño producido por contratistas del operador (segundas partes) o, daño provocado por
personal propio (primeras partes). En esta categoría se incluyen tanto los daños producidos en forma intencional
(vandalismo) como aquellos producidos sin intención. El daño por terceros puede tener consecuencias instantáneas
o de manifestación retardada.
La amenaza de daño por terceros o interferencia externa es una de las principales fuentes de fallas en ductos,
llegando a ser el origen de aproximadamente el 50% de las fallas que ocurren en ductos de transporte donde la
densidad poblacional es alta.
Existen además otros elementos que pueden aumentar la probabilidad de daño por terceros, estos son:
 Las actividades propias de mantenimiento de la línea (Probabilidad de daño por terceros de primera
o segunda instancia, es decir personal propio o contratado).
 Los cruces con las rutas de acceso al Yacimiento y/o instalaciones industriales de Terceros
(Probabilidad de daño por terceros de primera, segunda o tercera instancia, es decir personal propio,
contratado o ajeno a la empresa).
 La cercanía y cruces con líneas de transporte propias (Oleoductos, cañerías de agua, etc.) y de
terceros (líneas de otras operadoras).
Cuando se trata de ductos dentro del campo de producción, la probabilidad de daño por terceros es nula, sin
embargo, no es posible descartar la probabilidad de daño por segundas o primeras partes.
Si bien esta amenaza no depende, en primera instancia, del tipo de material, los ductos no metálicos si presentan un
escenario completamente diferente respecto de la cantidad de energía que son capaces de absorber y el daño que
puede sufrir ante un evento de similares características.
Si bien la exposición al contacto por terceros al que están sujetas estas líneas es idéntica a la de ductos metálicos,
esta amenaza representa, para los materiales compuestos, más del 50% de las fallas. Ante un impacto localizado
como el ocasionado por daño por terceros, las cañerías de material compuesto presentan una disminución de la
resistencia del orden del 55 – 75 % respecto de cañerías de acero al carbono de similares características,
representado este mecanismo la amenaza principal a la que se ven expuestas.
Las formas de mitigar esta amenaza son el aumento de la frecuencia de patrullaje, la instalación de carteles y el
entierro de cintas de precaución, la instalación de losas de hormigón en los cruces de caminos, etc.
 Densidad de población en los alrededores del ducto
 Nivel de actividad de primeras, segundas o terceras partes en las cercanías del ducto
 Señalización y patrullaje
 Tapada
 Espesor de la cañería
Actores:
Ingeniero de Integridad: Responsable
Ingeniero de Corrosión: Responsable

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5.2 Identificar requerimientos regulatorios aplicables
En todos los casos, se deben cumplir los requisitos de la jurisdicción aplicable, independientemente de las
disposiciones contenidas en esta metodología.
Los ductos troncales regulados deben cumplir con los dos requerimientos nacionales según el tipo:
 Oleoductos troncales: Resolución 1460/2006
 Gasoductos troncales: NAG 100 y NAG 100 Parte “O”
Las normas listadas describen los requerimientos mínimos para el diseño, construcción, operación, mantenimiento y
gestión de la integridad de ductos de transporte.
En el caso de los ductos secundarios, líneas de conducción, acueductos y cañerías troncales, no existe una norma a
nivel nacional.
En la provincia de Neuquén, estos ductos deben cumplir con la Resolución SERN y SP 004/10, Resolución SERN y
SP 347/10 y la Disposición SMEH 036/12 en lo que se refiere a operación, mantenimiento y gestión de integridad.
Actores:
5.3 Asociar actividades de inspección
El Ingeniero de Integridad y el Ingeniero de Corrosión de acuerdo a los requerimientos regulatorios que apliquen y los
mecanismos de daño encontrados, deberán asociar actividades de inspección y/o evaluación que permitan
comprender su estado de integridad.
5.3.1 Métodos de inspección a aplicar de acuerdo a los mecanismos de daño
Se detallan a continuación las metodologías de inspección de mayor aplicación en la gestión de integridad de ductos.
Prueba Hidráulica
La prueba hidráulica es un método de evaluación de amplia aceptación en la industria. Se busca llevar el ducto a una
presión mayor que la de operación futura, con el objeto de “apresurar” la ocurrencia de rotura de los defectos
residentes en la tubería en una situación controlada y utilizando agua como medio de prueba, lo que minimiza el
impacto al medioambiente.
La desventaja de una prueba de presión o hidráulica es que es una prueba destructiva y una prueba de pasa/no
pasa. Sólo se detecta una anomalía cuando esta fuga o se rompe. Cuanto mayor sea el nivel de presión, menor será
la anomalía que se puede eliminar y, por lo tanto, es necesario un nivel de presión elevado para eliminar las
anomalías pequeñas que podrían causar fallas en el servicio.
Por otro lado tiene importantes limitaciones con las amenazas dependientes del tiempo. La prueba hidráulica no
brinda información sobre existencia de otras anomalías que pueden superar la prueba pero seguirán progresando en
el tiempo (los ILI aportan este tipo de datos).
La prueba hidráulica es aceptada como técnica para ductos en operación cuando son controladas las amenazas
dependientes del tiempo (cambiando el revestimiento del ducto para corrosión externa o SCC o implementando
programas de limpieza e inhibidores efectivos para corrosión interna).

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Una ventaja que se obtiene al realizar PH en tuberías existentes, o en operación, es que se puede establecer la
nueva presión operativa a través de la documentación y registros obtenidos, logrando así un documento que certifica
la MAPO. Las desventajas de esta metodología son la necesidad de sacar la línea de servicio por un tiempo
indefinido y los resguardos medioambientales del agua que se utiliza durante la prueba.
Lineamientos para pruebas hidráulicas son tratados en normativas como ASME B31.8S, API 1160, NAG 100 parte O
y API RP 1110.
Inspección Interna
El proceso ILI se basa en la utilización de distintos equipos de inspección, cuya selección se basa en el tipo de
anomalía que se desea detectar o el tipo de amenaza que se espera encontrar en la línea. No existe en la actualidad
un scraper inteligente o equipo que sea capaz de detectar todos los posibles defectos que pueden presentar una
amenaza a la integridad.
Existen entonces, diferentes tecnologías ILI (diferentes equipos) para los distintos tipos de anomalías que se desean
evaluar. De hecho, en general es práctica usual en la industria el pasaje de más de un tipo de equipo o herramienta
en forma sucesiva, de forma de obtener una evaluación completa de las amenazas existentes.
Los diferentes equipos o herramientas permiten detectar abolladuras, pérdidas de espesor, fisuras en la dirección
longitudinal o en la dirección circunferencial y otras que permiten definir la ubicación y geometría de las líneas. La
selección del tipo de herramienta apropiado y adecuado es el primer paso, y uno de los más importantes, en el
proceso ILI.
Los tipos de herramientas más comunes son:
 Herramientas Geométricas: Típicamente llamadas calipers, se utilizan en la detección de defectos
geométricos (ovalizaciones, abolladuras y arrugas)
 Herramientas de pérdida de Metal: Se componen básicamente por dos grandes grupos: MFL (Magnetic Flux
Leakage) y Ultrasónicas. Las primeras basan su principio de funcionamiento en medir, en forma indirecta, la
pérdida de flujo magnético ante la presencia de una disminución de espesor. Las segundas recurren al
principio de rebote de ondas ultrasónicas. Estas herramientas, que utilizan el método ultrasónico, presentan
alta complejidad de implementación en líneas de gas por la necesidad de contar con un medio conductor de
acople entre los sensores y la pared de la tubería, a lo largo de toda la inspección.
 Herramientas para detectar Fisuras: Este tipo utiliza el principio de ultrasonido, pero a diferencia de las
anteriores, las ondas están orientadas a aproximadamente 45 grados, de forma de detectar defectos
planares. Existen desarrollos recientes conocidos bajo tecnología EMAT de aplicación a líneas de Gas para
detección de fisuras.
 Herramientas de Ubicación y Geometría: (Scraper Inercial) Estas herramientas contienen un giróscopo y son
capaces de ubicar tridimensionalmente la tubería en forma muy precisa (subdecimal, dependiendo de los
marcadores). Esto permite ubicar curvaturas o movimientos de la línea con muy buen grado de precisión.
Estas herramientas pueden asociarse con las herramientas Geométricas y brindar un completo análisis
geométrico de la línea. Dentro de las herramientas de inspección interna se encuentran disponibles en el
mercado varias tecnologías que permiten medir o evaluar la integridad de las tuberías. La selección de la
herramienta apropiada depende del daño que se intenta buscar y de la aptitud de las instalaciones
(lanzaderas, curvas, restricciones, etc.).
La posibilidad de contar con un ducto totalmente inspeccionable mediante herramientas ILI, tiene ventajas frente a
otras metodologías de inspección, debido a que estas herramientas posibilitan la detección temprana de una gran
cantidad de anomalías o de características desconocidas que pueden estar presentes en la tubería, además de su

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implementación a lo largo de toda una sección de tubería y al menor costo operativo frente a otras técnicas
disponibles.
Esta metodología de inspección está regulada por el estándar API STD 1163 y la norma NACE RP0102-2002.
Sin embargo, para que pueda llevarse a cabo la inspección interna de un ducto, es necesario que el mismo sea apto
para permitir el correcto pasaje de las herramientas de Inspección. Las limitaciones de implementación de esta
metodología están relacionadas a los siguientes aspectos:
 Los parámetros del fluido y de la condición operativa del ducto: La velocidad y temperatura del fluido y la
condición de presión deben ser adecuadas al rango requerido por la herramienta para su correcto
desempeño.
 La línea debe contar con las instalaciones de superficie y equipos necesarios y aptos para llevar a cabo la
inspección interna: Trampas scraper de lanzamiento y recepción, Válvulas y líneas de purga y/o de venteo,
Válvulas de línea de paso total
 La línea no debe presentar puntos significativos en los cuales la condición geométrica pueda representar una
condición de riesgo para el pasaje de herramientas de inspección: Codos y/o curvas cerradas,
 Cambios de diámetro, Cambios de espesor, Derivaciones y/o conexiones, Cruces con cursos de agua,
Cruces con vías de tránsito o vías férreas, Cambios considerables en la altimetría, etc.
 Todas las derivaciones de diámetro superior a 0,5 D deben ser barradas.
Ondas Guiadas
Las Ondas Guiadas se utilizan para la detección de pérdida de espesores en tuberías. La técnica se emplea
ultrasonido de baja frecuencia que es enviado a lo largo del tubo, proveyendo una cobertura del 100% de su longitud.
En aplicaciones normales se pueden inspeccionar decenas de metros de una ubicación única del anillo emisor y
receptor.
Ámbito de aplicación: Ideal para aplicar en cruces de carreteras y ríos, tuberías elevadas, instalaciones offshore,
tuberías en refinerías, plantas químicas, en recintos de tanques, soportes de esfera, puentes de tuberías, tuberías
soldadas en espiral, aceros austeníticos. Las áreas dañadas son ubicadas en forma precisa como una distancia
desde el transductor y pueden ser examinadas, posteriormente, por métodos convencionales.
Beneficios:
 Rápido screening para verificar la degradación en servicio.
 Reducción de costos por facilidad en el acceso.
 Evita remover y reinstalar la aislación o revestimiento excepto en el sitio de la instalación del equipo de ondas
guiadas (Anillo).
 Habilidad para inspeccionar áreas de difícil acceso.
 Cobertura de 100% de inspección.
Metodologías de evaluación directa
Se agrupan dentro de este grupo todas aquellas metodologías que permiten identificar las zonas de daño. Se basan
en distintos criterios de ingeniería que definen las zonas a evaluar.
ECDA: Evaluación Directa de Corrosión Externa (External Corrosion Direct Assessment)
Es un método de inspección que consiste en un proceso estructurado para la evaluación y determinación del impacto
de la corrosión externa en la integridad de ductos.
Este proceso permite identificar malas condiciones de la protección con que cuenta la cañería (zonas donde no se
cumplen con los criterios de protección recomendados o sitios puntuales en los cuales se identifican anomalías o

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daños en el revestimiento), verificar en campo si dichas condiciones identificadas a partir de la técnicas de inspección
indirecta empleadas son ciertas y la posterior reparación de los daños del revestimiento o anomalías de corrosión
que se hayan verificado, atacando de esta forma la causa del problema.
ECDA intenta evitar proactivamente que las malas condiciones de protección deriven en anomalías de corrosión o
que las anomalías externas de la corrosión alcancen un tamaño que sea lo suficientemente importante como para
afectar la integridad estructural del ducto.
Es un proceso estructurado de cuatro pasos que combina:
1) Pre-evaluación (Factibilidad de implementación): En esta etapa se evalúa la factibilidad de aplicación
de esta metodología en el tramo considerado.
2) Inspección indirecta: En esta etapa se realiza la inspección del ducto a partir de los métodos o
técnica indirectas adecuados (CIPS, DCVG u otra ).
3) Evaluaciones directas: En esta etapa se ejecutan las excavaciones y se verifica directamente la
existencia de las indicaciones reportadas por las técnicas indirectas empleadas y eventualmente se
reparan las indicaciones más severas definidas en la etapa anterior. La priorización de los lugares
de excavación y el número de estas, se define a partir de la cantidad y severidad de las indicaciones
que se obtengan como parte de la etapa anterior implementada.
4) Post-evaluación (análisis de resultados): En esta etapa se evalúa la efectividad de la metodología
empleada y se definen los periodos de reinspección. De esta forma, se puede determinar el impacto
de la corrosión externa en la integridad de una cañería, como así también se puede identificar la
necesidad de implementar mejoras en el sistema de protección catódica implementado.
Para su ejecución se siguen los lineamientos establecidos en la normativa NACE SP0502 -2010 y el procedimiento
de YPF AB-TYE-PR-13-012-01 Evaluación Directa de Corrosión Externa en Ductos de Transporte.
El relevamiento DCVG es efectivo en la detección de zonas con daños en el revestimiento del ducto con exposición
al medio donde pueda existir proliferación de fenómenos de corrosión en la medida que los potenciales de protección
no sean los adecuados (los potenciales los determina el relevamiento CIS).
Esta metodología tiene como limitación la imposibilidad de detección de fenómenos de corrosión con proliferación
debajo del revestimiento (la superficie metálica no está expuesta al medio). Generalmente estos procesos de
corrosión proliferan por el ingreso de agua proveniente del medio a través de imperfecciones en el revestimiento
(arrugas en cintas plásticas o mantas termo contraíbles mal adheridas).
ICDA: Evaluación Directa de Corrosión Interna (Internal Corrosion Direct Assessment)
Al igual que el ECDA, es un método de evaluación que a partir de un proceso estructurado permite estimar el posible
desarrollo de la amenaza de corrosión interna en ductos.
La metodología ICDA intenta proactivamente evitar que los defectos internos de la corrosión alcancen un tamaño que
sea lo suficientemente importante como para afectar la integridad estructural del ducto.
1) Pre-evaluación (Factibilidad de implementación): como primer paso se evalúa la factibilidad de aplicación de
esta metodología en el tramo considerado, se recolectan los datos necesarios y se determinan las regiones
en las que se dividirá el sistema para el análisis.
2) Inspección indirecta: En esta etapa se utilizan distintos modelos (dependiendo del tipo de fluido analizado)
para la determinación de sitios donde resulta más probable que la corrosión interna pueda desarrollarse.

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3) Evaluaciones detalladas: En esta etapa se definen y aplican los métodos de inspección directa más
adecuados para la evaluación de la corrosión interna en los sitios determinados. (mediciones mediante
ultrasonido, monitoreo de cupones o probetas, etc.)
4) Post-evaluación (análisis de resultados): Por último, se busca determinar el impacto de la corrosión interna
en la integridad de una cañería, evaluar la efectividad global del proceso y definir el período óptimo de re
inspección.
Para su ejecución se deben seguir los lineamientos establecidos en la normativa (según corresponda):
 NACE SP0206-2006 Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carrying Normally Dry
Natural Gas.
 NACE SP0110-2010 Wet Gas Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines.
 NACE SP0208-2008 Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Liquid Petroleum Pipelines.
SCCDA: Evaluación Directa de Corrosión Bajo Tensiones Interna (Stress Corrosión Cracking Direct Assessment)
Al igual que los procesos ECDA/ICDA, es un método de evaluación que a partir de un proceso estructurado permite
estimar el posible desarrollo de la amenaza de corrosión bajo tensiones en ductos.
1) Pre-evaluación: Como primer paso se colecta la información disponible sobre la línea y se analizan y
priorizan los segmentos de línea en lo que respecta a SCC. En función de lo anterior, se seleccionan sitios
para la examinación directa en los segmentos susceptibles de presentar SCC.
2) Inspección indirecta: En esta etapa se realiza una colección de información adicional, de manera de facilitar
la selección de sitios y segmentos. La necesidad de realizar inspecciones indirectas o el tipo a realizar
dependerá de la naturaleza y extensión de la data obtenida en la etapa de Pre-Evaluación. Generalmente se
requiere de inspecciones tipo CIPS, DCVG y evaluaciones de las condiciones del suelo.
3) Evaluaciones detalladas: En esta etapa se ejecutan las excavaciones y se verifica directamente la existencia
de las indicaciones reportadas por las técnicas indirectas empleadas y eventualmente se reparan las
indicaciones más severas definidas en la etapa anterior.
4) Post-evaluación: En esta etapa se evalúa la necesidad de implementar medidas de mitigación contra SCC,
se evalúa la efectividad de la metodología empleada y se definen los periodos de re-inspección.
Para su ejecución se deben seguir los lineamientos establecidos en la normativa NACE SP0204-2008.
Inspección visual externa
Se agrupan en esta categoría todas las actividades de inspección realizadas en las instalaciones de superficie y
sobre la traza de la línea.
Para el caso de las instalaciones de superficie permite identificar problemas de perdida de contención o daños
estructurales.
Las recorridas de marcha lenta aplican a este grupo. Estas permiten identificar en zonas de potenciales daños por
terceras partes además de zonas afectadas por fuerzas naturales.
Otra de las aplicaciones es durante la construcción de los ductos en donde pueden identificarse en forma prematura
defectos generados en esta etapa.
Evaluación de testigos de ductos no metálicos

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Esta metodología aplica particularmente a las cañerías plásticas. Las tecnologías disponibles en la industria no
permiten detectar fenómenos de envejecimiento en cañerías plásticas in situ.
Por tal motivo son utilizadas instalaciones capaces de sacar fuera de servicio tramos de cañería para someterla a
posteriores estudios de laboratorio (comúnmente se los denomina by pass de integridad).
Entre los ensayos posibles a realizar al testigo se incluyen (no limitante):
Sobre el material constructivo polimérico
o Observación visual-simple vista (jacket--refuerzo--liner)
o Observación visual microscopio óptico
o Observación con SEM + EDAX
o Resistencia a la tracción - a rotura - Análisis de la fractura ASTM D638
o Elongación a la rotura (Elongación at break) ASTM D638
o Resistencia a la tracción - a fluencia - (Tensile strength at yield) ASTM D638
o Elongación a la fluencia (Elongación at yield) ASTM D638
o Fractura Criogénica
o Dureza (Shore) ASTM D2240
o Caracterización (FTIR)
o Densidad ASTM D792/D1505
o Indice de Fluidez (Melt flow rate) ISO 1133-1 2011
o Oxidation Induction Time (OIT) ASTM D3895
o Grado de cristalinidad (DSC y RMN)
o Degradación termica (DSC y DTA)
o Perdida de plastificantes (SOXHLET y FTIR) ASTM D7210
o Análisis fisico-quimico y mecanico (DMA y DMTA)
o Análisis termogravimetrico - TGA
 Sobre el material constructivo inorgánico (Refuerzo de fibra de vidrio)
o 2.1 Caracterización (FTIR)
o 2.2 Resistencia a la tracción
 Sobre la cañería
 Dimensiones
o 3.1 Diámetro exterior ASTM D3567
o 3.2 Diámetro interior ASTM D3567
o 3.3 Espesor de Liner (promedio) ASTM D3567
o 3.4 Espesor de pared reforzada ASTM D3567
o 3.5 Espesor de Jacket (promedio) ASTM D3567
Auditorias de proceso
Estas auditorías aplican particularmente a la amenaza de operaciones incorrectas. Intentan detectar falencias en
documentación, capacitación de personal y obsolescencia de equipamiento.
La siguiente tabla contiene un resumen de las metodologías aplicables por amenaza con su correspondiente grado
de efectividad
Estables Dependientes del tiempo
Independientes del
tiempo

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Actividad
Fabricación
Construcción
Equipamiento
Corrosión
externa
Corrosión
interna
SCC
Fatiga
Envejecimiento
Fuerzas
naturales
Operaciones
incorrectas
Daño
por
terceros
Prueba Hidráulica M M A M M M M M N/A N/A M
Inspección interna A A N/A A A M M N/A A N/A M
Ondas guiadas M N/A N/A M M B M N/A N/A N/A N/A
Metodologías de evaluación directa N/A N/A N/A M B B B N/A N/A N/A N/A
Inspección visual externa N/A M A N/A N/A N/A N/A N/A A N/A A
Evaluación de testigos de ductos no metálicos N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A A N/A N/A N/A
Auditorias de proceso N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A A N/A
Niveles de efectividad
A: Alta
M: Media
B: Baja
N/A: No aplicable para su detección
Tabla 2: Medidas de inspección de acuerdo a las amenazas
Actores:
5.4 Asociar actividades de mitigación y/o remediación
En función de la tipología de defecto y del grado de deterioro detectado y analizado, se presentan los lineamientos
generales que el Ingeniero de Integridad y el Ingeniero de Corrosión deben definir para mitigar o recomendar
acciones de remedición (reparación y reemplazo).
5.4.1 Definición de actividades de mitigación
A continuación se presentan las actividades que el Ingeniero de Integridad y el Ingeniero de Corrosión deben elegir
para realizar la mitigación de los eventos de riesgo sobre el equipo en evaluación.

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Las actividades contenidas en este enfoque son:
 Adecuar la protección catódica y recubrimientos
 Tratar químicamente para lograr el control de la corrosión
o Inhibidores de corrosión
o Aplicación de biocidas
o Secuestrante de oxígeno y sulfhídrico
 Colocación de barreras físicas
 Reducción de presión
Adecuar la protección catódica y recubrimientos
Los trabajos de selección, adecuación y/o reparación de recubrimientos así como los correspondientes planes de
inspección y ensayos deben realizarse conforme a las siguientes especificaciones técnicas específicas para cada
caso:
ED(EP)-B-06.00 Protección anticorrosiva con recubrimientos, código AB-IYO-ED-09-275-01
Para los trabajos de adecuación del sistema de protección catódica de ductos para evitar la corrosión de la superficie
interior de los ductos se deben aplicar los criterios indicados en la especificación técnica ED(EP)-P-01.02 Protección
catódica, código AB-IYO-ED-09-108-01.
Usar inhibidores de corrosión
Los inhibidores de adsorción o filmogenos (orgánicos) forman una película-barrera que se adsorbe fuertemente sobre
el metal, sin reaccionar con el mismo, interfiriendo en la reacción catódica y/o anódica.
En este tipo de inhibidores, la efectividad de los mismos dependerá de la integridad y espesor de la barrera formada
sobre la superficie metálica
Aplicación de biocidas
Los biocidas son productos químicos que se dosifican para eliminar o controlar el desarrollo de microorganismos
biológicos.
Principalmente actúan mediante interacciones físicas o químicas con estructuras de celdas, provocando alteraciones
metabólicas y/o a través de reacciones específicas con moléculas biológicas.
Los químicos utilizados en el control bacteriológico representan el grupo de mayor uso del total de compuestos
empleados en tratamientos químicos de sistemas de extracción del petróleo.
Hay muchas formas de agruparlos pero típicamente se los clasifica en dos clases de compuestos químicos:
oxidantes y no oxidantes.
Se deben aplicar los criterios volcados en la Especificación: “Selección y control de calidad de Bactericidas” (10997-
ES-21041403-110A) ubicada en el Ejecutar Integridad, dentro del Procesos Gestionar Integridad de Instalaciones.
Secuestrante de Oxígeno y Sulfhídrico
La reducción del oxígeno disuelto en agua a valores muy bajos (normalmente inferiores a 50 ppb) es un
requerimiento de las aguas de inyección a formaciones petrolíferas por cuanto valores mayores afectan
sensiblemente a la corrosión, en especial a la corrosión por picado, y al crecimiento de bacterias aeróbicas
generadoras de limos (taponantes).

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Los inhibidores de corrosión usualmente utilizados en sistemas de este tipo, compatibles con el resto de los
componentes, son muy poco o nada efectivos en la presencia de niveles de oxígeno superiores al indicado.
Lo primero a tenerse en cuenta para seleccionar el mejor tratamiento de desoxigenación es el análisis del agua.
Aguas con ALTO nivel de oxígeno debieran ser mecánicamente tratadas (torres de vacío) para reducir el oxígeno a
valores inferiores a 1 ppm. Si el nivel de oxígeno disuelto SUPERA ese valor, debe tenerse muy en cuenta la
alcalinidad del agua para definir el tipo de producto a utilizar.
Los productos comúnmente más utilizados son los base sulfito/bisulfito. Estos productos contienen como activo una
sal de sulfito, Ejemplo: sulfito de sodio, bisulfito de amonio, etc. Debe analizarse su capacidad de reacción y la
influencia sobre la química del agua: si el contenido de oxígeno es elevado y la alcalinidad del agua baja, el uso de
compuestos ácidos (bisulfitos) reducirá el pH del agua a valores bajos, corrosivos.
El producto de reacción de estas sales es el sulfato, ión que puede ser incompatible si el agua contiene cantidades
apreciables de Bario, Estroncio o Calcio o si la misma debe inyectarse a formaciones con aguas de alto contenido en
dichos cationes.
Para que la reacción se complete en tiempos adecuados estos productos pueden requerir de catalización con sales
de níquel o cobalto. En aguas salinas de formación, el contenido natural de sales de este tipo suele ser suficiente
como para no ser necesario el agregado externo de catalizadores. La temperatura en estos casos también favorece
la reacción.
En aguas de baja salinidad deberá adicionarse un catalizador adecuado.
El sulfito de sodio tiene tendencia a elevar el pH, reduciendo la corrosividad del agua. Los bisulfitos reducen el pH,
haciendo al agua más corrosiva y la reacción de secuestro más lenta.
Para una gestión del uso de secuestrantes de O2 se debe aplicar la normativa: “Selección y control de secuestrante
de Oxígeno” (AB-PRO-NO-21-007-01).
Los secuestrantes de H2S líquidos no regenerables constituyen la tecnología recomendada para aquellos procesos
de tratamiento de gas donde se requiere remover bajas concentraciones de H2S, por lo general menores a 200
ppmv.
Para este rango de concentración en el gas, la tecnología convencional de endulzamiento con amina regenerable
(alquil-alcanolaminas, etanolaminas, isopropanolaminas) no es factible económicamente, más aún cuando no se
requiere la remoción de CO2.
Tres tipos de agentes secuestrantes de H2S comerciales son usados globalmente en la industria: base nitrito, aminas
no regenerables y triazina.
Todos son susceptibles de presentar problemas de formación de espumas que pueden ser manejables con aditivos
antiespumantes.
Uno de los secuestrantes líquidos de H2S más comunes es un condensado de amina-aldehído fabricado con
monoetanolamina y formaldehído. El producto “secuestrante” que resulta es químicamente una 1,3,5 sustituido
hexahidrotriazina y es comúnmente llamado “triazina” en la industria.
La “triazina” se ofrece típicamente en una solución acuosa. En la mayoría de los casos, los productos de reacción
son también solubles en agua, con características de baja toxicidad y biodegradables, haciendo al sistema
relativamente simple y fácil de manejar.
Estos secuestrantes líquidos son utilizados por inyección directa en la cañería o utilizando torres contactoras. La
primera opción es frecuentemente la más elegida debido a los menores costos involucrados y al requerimiento de
una logística simple.
La capacidad de secuestro está fuertemente influenciada por los aspectos dinámicos, operativos, físico-químicos y
por la forma de dosificar, por lo que la mejor elección de laboratorio puede fallar si no se dosifica el producto
adecuadamente.
Para una gestión del uso de secuestrantes de H2S se debe aplicar la normativa: “Selección y control de secuestrante
de H2S” (AB-PRO-NO-21-006-01).
Colocación de Barreras físicas

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La función de las barreras físicas es advertir e impedir el contacto directo con el ducto, lo que puede ocasionar desde
el daño de su revestimiento hasta su rotura. Particularmente estas medidas son aplicadas en sitios donde es usual se
efectúen trabajos de excavación con máquinas (por mantenimiento de caminos, por el tendido de servicios
subterráneos, el mantenimiento de canales, etc.).
Reducción de Presión
La reducción de presión de presión puede ser de aplicación temporaria (por ejemplo, durante intervenciones en la
cañería) o puede ser permanente debido a cambios en la clase de trazado, la proximidad de áreas sensibles y tras
considerar la eventual consecuencia de una falla o rotura. Estos casos se deben analizar puntualmente luego de la
identificación de alguna de las condiciones mencionadas.
Tabla 3: Medidas de mitigación en Integridad de acuerdo a las amenazas
Estables Dependientes del tiempo
Independientes del
tiempo
Actividad
Fabricación
Construcción
Equipamiento
Corrosión
externa
Corrosión
interna
SCC
Fatiga
Envejecimiento
Fuerzas
naturales
Operaciones
incorrectas
Daño
por
terceros
Inhibidores de corrosion X
Aplicación de biocidas X
Aplicación de secuestrante de O2 y HS2 X
Colocación de barreras físicas X
Reducción de presión X X X X X X X X X X X
5.4.2 Acciones de mejora, reemplazo/ reparación
Acciones de mejora
Mejorar el sistema de detección de pérdidas
La mejora del sistema de detección de pérdidas tiene por objeto disminuir el tiempo entre la ocurrencia de una falla y
la detección de la fuga, disminuyendo de esta manera el volumen de fluido liberado y, por consiguiente, las
consecuencias de dicha pérdida.
Los sistemas de detección de pérdida pueden tener distintas complejidades y niveles de sensibilidad.
Cuando no sea posible instalar dispositivos automáticos de detección, es posible realizar un control manual por
medio del registro de variables operativas o bien realizar recorrido de búsqueda de fugas.
Desarrollo de Obras Geotécnicas/Hidráulicas

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En aquellas zonas del DDV en las cuales se evidencie el avance progresivo de procesos erosivos, ya sea por erosión
hídrica en cursos de agua (arroyos, ríos), por escorrentías superficiales, o por la acción de precipitaciones en sitios
con pendientes, se deberá contemplar la ejecución de obras geotécnicas/hidráulicas orientadas a recomponer la
condición de seguridad en el sitio afectado y detener el avance del proceso.
Se encuentran comprendidas dentro de esta actividad la recomposición y refuerzo de las márgenes de cursos de
agua mediante obras de gaviones, restitución de tapada, la construcción de controladores de fondo, colchonetas,
construcción de defensas o bardas, desarrollo de puente-ductos sobre un cauce de río o aquella obra que un
especialista defina como la mejor solución a adoptar para cada caso.
Reubicación de la línea
Cuando un gasoducto se ubica en una zona con elevado peligro de sismos, derrumbes, erosión pronunciada u otro
daño por fuerzas externa; siempre que el corte de suministro sea viable, es recomendable cambiar la ubicación de la
traza para evitar que ocurra una falla (prevención). Del mismo modo, cambiar la traza de una zona con alta densidad
a una con menor, previene el daño por terceros sobre la línea.
Por otro lado, reubicar la línea a una zona con baja densidad implica que, de ocurrir una falla, las consecuencias
(cantidad de muertes, daño a personas y sus pertenencias) serían menores.
Acciones de reemplazo/reparación
Luego de que las anomalías hayan sido verificadas en campo el paso siguiente consiste en determinar, en función a
los parámetros característicos de las mismas, si es necesario repararlas.
La Tabla 5 provee los criterios a tener en cuenta para la reparación de defectos en ductos de acero. Cabe mencionar
que toda anomalía verificada directamente en campo que cumple con alguno de los criterios de reparación es
considerada inaceptable, constituyendo una amenaza comprobada a la condición de integridad del ducto
Tabla 4: Medidas de mejora / reparación / reemplazo en Integridad de acuerdo a las amenazas
Tipo de defecto Características Reparar
Volumétrico
Corrosión Interna / Externa ≥ 80% d/t En todos los casos
Corrosión Interna / Externa < 80% d/t Si Presión de falla / MAPO < 1,40
Ralladura con pérdida de material d/t > 12,5 %
Geométrico
Abolladura simple en cañerías NPS < 12 Si H > 0,5" o 12,7 mm
Abolladura simple en cañerías NPS ≥ 12 Si H > 6% D
Abolladura que afecte soldadura longitudinal o circunferencial en
caño curvado, NPS < 12
Si H > 0,25" o 6,35 mm
Abolladura que afecte soldadura longitudinal o circunferencial en
caño curvado, NPS ≥ 12
Si H > 2% D
Abolladura con concentradores de tensión (fisuras, grietas,
raspones, etc.)
En todos los casos
Arruga Hacer análisis API 579
Plano
Fisuras En todos los casos
SCC En todos los casos

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En soldadura
Soldadura con fisura En todos los casos
Anomalía en la Soldadura Circunferencial Hacer análisis API 1104 O API 579
Anomalía en la Soldadura Longitudinal Hacer análisis API 579
D: Diámetro de la cañería.
d/t: cociente entre la profundidad del defecto volumétrico y el espesor de la cañería.
H: Profundidad de la abolladura
Los criterios listados en la Tabla 6 están basados en las normas NAG 100 y Resolución 1460 y deberán ser
considerados tanto para Ductos troncales como Ductos secundarios.
En lo que respecta a líneas de conducción y cañerías de inyección, los criterios pueden ser menos exigentes. A
continuación, un listado de los defectos no aceptables en estos tipos de ductos:
 Defectos con fugas o profundidad > 80% d/t.
 Presión de falla/MAPO ≤ 1
 Ralladura con pérdida de material si d/t > 12,5 %
 Abolladura con concentrador de tensión
 Abolladura simple H > 6%
 Abolladura que afecte soldadura en caño curvado si H > 2%
 Fisuras
Reemplazo y Reparación de segmentos de línea
Existen diversas metodologías de reparación de ductos, dependiendo del tipo de defecto, las necesidades operativas,
la disponibilidad de recursos, el entorno en el cual se encuentra el ducto, etc. Las metodologías más ampliamente
utilizadas incluyen:
 Reemplazo
 Refuerzos
o Tipo A
o Tipo B
o Matriz compuesta
o Grampa
 Amolado
 Recobertura
A continuación, se describe cada una de las metodologías de reparación mencionadas. En todos los casos se
requiera realizar una reparación en servicio, deberá realizarse una reducción de presión durante la misma.
Reemplazo
El reemplazo de cañería supone la metodología de carácter más conservador, con ella se asegura en todos los casos
la remoción del defecto existente y contar con una tubería nueva libre de defectos. Normalmente, cuando las
condiciones de operación lo permitan, es decir, cuando la línea pueda ser sacada de operación por el tiempo que
dure la reparación, es recomendable realizar este tipo de reparación.
No obstante, el reemplazo de cañería requiere, en la totalidad de los casos, que el ducto quede fuera de operación
junto con un conjunto de actividades complementarias para la reparación como aislamiento, despresurización,
drenaje, prueba hidráulica del tramo nuevo, etc.

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