Dia 1_Curso GID_Antamina_09 05 2016 v2.pdf

GESTION DE INTEGRIDAD
DE DUCTOS
09 de mayo de 2016
Antamina, Perú

Breafing de
Seguridad
3
ANTAMINA

Apertura del Curso y Presentación de Sede
ANTAMINA
4
ANTAMINA

Respeto a la palabra
Todas las ideas son valiosas
Intervenciones cortas
Celulares silenciosos
Atender llamadas fuera del salón
Computadores cerrados
Puntualidad
Acuerdos de Convivencia
5

Presentación ¡Expectativas!
Presentación de Asistentes
6

CV. LINA MARIA VELILLA MONTERROSA
7
 Ingeniera Metalúrgica de la Universidad Industrial de Santander de Colombia – 2004.
 Certificado NACE: Internal Corrosion for Pipeline - Basic
 Certificado NACE: Internal Corrosion for Pipeline - Advanced
 Certificado NACE: Coating Inspector – CIP1
 Candidato a Máster en Dirección de Operaciones y Calidad de la UNIR.
 Evaluadora en la Certificación Internacional del Mantenimiento de Ductos según estándar
internacional DOT (Deparment of Transport USA)
 Ingeniera de Proyectos de Integridad - CIGP (Centro de Investigación del Gas y del Petróleo).
 Ingeniera de Proyectos de Integridad - UIS (Escuela de Ing. de Petróleos).
 Inspector de Integridad - INSERCOR LTDA, EMAC-CIMA.
 Profesional de Metalurgia y Corrosión de la Coordinación de Integridad de Ductos y
Tanques en la Vicepresidencia de Transporte de ECOPETROL S.A.
 Profesional de Planeación de Inspecciones y Mantenimiento del Departamento de
Integridad de Ductos y Tanques en la Vicepresidencia de Transporte de ECOPETROL S.A
 Profesional de Planeación de Inspecciones y Mantenimiento del Departamento de Ductos y
Off Shore de la Vicepresidencia de Transporte de ECOPETROL S.A.

CV. FRANCISCO ASCENCIO ALBA
 Ingeniero Químico de la Universidad Nacional de Colombia – 1995.
 Magister en Ingeniería Industrial con énfasis en Transporte de Hidrocarburos – 2009.
 Certificado NACE en CP3-Cathodic Protection Technician
 Evaluador en la Certificación Internacional del Mantenimiento de Ductos según estándar
internacional DOT (Deparment of Transport USA).
 Desde 1990 hasta 2003 trabajó en la industria privada en control de corrosión.
 Socio fundador de Corrosión y Servicios Ltda. CORROSER
 Desde 2004 hasta 2006 Ingeniero de Mantenimiento del Distrito de Oleoductos de
ECOPETROL S.A.
 Desde 2006 hasta 2008 Ingeniero de Integridad en la Especialidad de Corrosión Externa
en la Vicepresidencia de Transporte de ECOPETROL S.A. .
 Desde 2008 hasta 2011 Coordinador de Integridad de Ductos y Tanques en la
Vicepresidencia de Transporte de ECOPETROL S.A. .
 Desde 2011 hasta 2013 Jefe de Departamento de Integridad de Ductos y Tanques en la
Vicepresidencia de Transporte de ECOPETROL S.A.
 Desde 2013 hasta la fecha Jefe de Departamento de Ductos y Off Shore de la
Vicepresidencia de Transporte de ECOPETROL S.A.
8

MOMENTO DE SEGURIDAD
9
FALLA Km 15+485 DUCTO DE HIDROCARBURO

Falla Ducto de Hidrocarburo
Condiciones Generales:
El sistema transporta gasolina y Diesel, separados por cuñas de Kero.
Datos de la Tubería
Diámetro nominal 12 pulgadas
Diámetro exterior 12,75 pulgadas
Espesor 0,281 pulgadas
Material de la tubería API 5L-X60
Fecha de construcción 1975
Tipo de recubrimiento Esmalte Alquitrán de Hulla
Sistema de protección catódica
URPC1 Km 8+500
URPC2 Km 43+643
Estaciones intermedias
Intermedia 1: Km 54+691
Intermedia 2: Km 172+063
Válvulas de bloqueo incidencia
Válvula 3: Km 8+250
Válvula 4: Km 22+739
Trampa de raspadores
TR1 Sector Despacho Km 00+000
TR2 Sector Recibo Km 171+544
10

Característica del defecto Dato
Diámetro exterior, D (plg) 12,75
Diámetro interior, Di (plg) 12,19
Espesor (plg) 0,281
Espesor Remanente/Mínimo, e min (plg) 0,114
Material de la tubería API 5L-X60
Profundidad del defecto, d (plg) 0,166
Longitud axial del defecto, Lm (plg) 29
Longitud circunferencial del defecto, 2c (plg) 10
Factor de Diseño, F 0,72
Factor de Soldadura Longitudinal, E 1,00
Factor rateado de temperatura, T 1
11

08:38
Se para el
bombeo por
fuga en sellos
de unid 2
21:03
Arranque
de unid 1
21:14
Prueba
de sellos
de unid 2
21:20
Prueba
de unid 1
22:21
Arranque
bomba
booster de
unid 1
22:31
Arranque
de unid 1
22:56
Arranque
de motor
unid 2
22:57
Acople de
unid 2
23:04
RPM
Unid2:
3170
23:05
Salida de
raspador
23:07
Rotura
P=0psig
Q=3000BPH
 21:14-21:20 Prueba de sellos de la unid.2, Unid.1: ON, Unid.2: OFF. Se revisa que no hay fuga sellos de unid.2. Se acepta
reparación de sellos.
 22:31-22:57 Se intenta lanzar el raspador con una unidad. Al no salir, se enciende la Unid.2 para elevar la presión y forzar
salida raspador.
 23:10-23:40 Se realizan pruebas de bombeo con unidades booster para comprobar medición y verificar comportamiento de
presión descarga.
12
Datos de la falla
Fecha: Marzo 4 de 2009
Hora de la falla: 23:07
Kilometro de la falla: 15+485
Producto que transporta: Gasolina
Evento simultáneo: Envío de raspador de inspección ILI

Perfil del Ducto de Hidrocarburo 12”
13

Análisis de la Falla
1. Se descarta la premisa de posibles efectos por sobrepresión tales como golpes de
Ariete. Teniendo en cuenta la tubería falló a una presión inferior a la presión de
operación máxima a la que estaban calibradas las válvulas de seguridad.
2. Con base en los cálculos de ASME B31G la presión máxima que puede soportar el
defecto es de 850 psi y según ASME B31G Modificado es de 1344 psi. Y la presión
reportada en el momento de la falla fue de 1350 psi, por lo cual para ambas
metodologías el defecto fallaría.
3. El fenómeno de corrosión fue favorecido por ausencia del recubrimiento en la zona de
falla.
4. En la zona de falla no se observó daños de tipo mecánico como entallas o rayones que
hubieran facilitado el inicio de la falla.
5. La superficie interna de la línea se observó picado leve generalizado; pero este no tuvo
incidencia relevante sobre la falla.
6. La superficie externa de la línea de 12.750” presentó pérdida severa material en un
promedio de 59.3%, la cual fue inducida por un fenómeno de corrosión por aireación
diferencial principalmente.
18

Modelo de Gestión de Integridad de Ductos
20

21
¿Cuál es el objetivo del Modelo de Gerenciamiento de Integridad?
 Proveer los medios para mejorar la seguridad en la operación de la tubería.
 Realizar la asignación efectiva de recursos a través de:
 Identificación y análisis de eventos actuales y potenciales que pueden
resultar en incidentes.
 Determinación de la probabilidad de ocurrencia y la consecuencia
potencial de un incidente de la tubería.
 Administración de un medio integrado para examinar y comparar el
espectro de riesgos identificados y las posibles actividades para su
mitigación.
 Establecimiento de las mejores alternativas para la implementación de
actividades para mitigar y/o gerenciar el riesgo.
 Definición de indicadores para la medición de la efectividad en la
implementación del Modelo.
Modelo de Gestión de Integridad de
Ductos

Ductos
22
1) Recolección e integración de
la información
2) Identificación de Áreas de Alta
Consecuencia (AAC) y
Segmentación
3) Evaluación inicial del riesgo con base en la
valoración de las amenazas (Probabilidad de Falla)
y consecuencias según la matriz de riesgo
7) Reevaluación del riesgo
4) Diseño del plan de acción
inicial para minimizar el riesgo
5) Ejecución Plan de Acción de
inspección, monitoreo y
mitigación
8) Revisión y ajuste del
plan de acción de
inspección, monitoreo y
mitigación
10) Manejo de
cambios en la
infraestructura y en el
proceso operativo
6) Actualización de la
información
(Recolección, revisión e
integración)
Divulgación de
mejores
prácticas
9) Evaluación de la
efectividad del
programa de
integridad (KPI)
API 1160-2001: Managing System Integrity for Hazardous Liquids Pipelines
Elementos de un modelo de Gestión de Integridad: API 1160-2001

Ductos
API 1160-2013: Managing System Integrity for Hazardous Liquids Pipelines
Se ha
realizado una
línea base?
Identificación de Áreas
de Alta Consecuencia
HCA (sección 5)
Recolección de información
e integración de datos
(sección 6)
Valoración inicial de riesgo
(sección 7)
Desarrollo del plan de
línea base (sección 8)
Implementar inspección
y/o mitigación
(sección 8 y 9)
Calcular frecuencia de
revaloración
(sección 9)
Revalorar en riesgo usando
datos de la valoración anterior
(sección 7)
Continuar con la
valoración del plan
(sección 8)
Se requieren
modificacion
es al plan?
Revisar y actualizar las
zonas criticas o de
impactos potenciales
(sección 5)
Integrar los datos de
valoraciones
anteriores y actualizar
de ser necesario
(sección 6)
Modificar planes de ser
necesario (sección 8)
Valorar estaciones de
bombeo y terminales
(sección 11)
Implementar
medidas P&M
(sección 10)
Evaluar el
programa
(sección 12)
Manejo de cambio
(sección 13)
No
Si
Si
No
Elementos de un modelo de Gestión de Integridad: API 1160-2013
23

Ductos
 Identificación de impactos potenciales a localizaciones críticas
Identificación
AAC
-AAM
Volúmenes
Herramientas
simulación
Salidas
AAC
-
AAM
Directas
Indirectas
Rutas
de
derrame
Corredor
de
Afectación
Vulnerabilidad
Entradas
AAC-
AAM
SIG
Caracterización
Territorial
24

 Atributos de la tubería
 Atributos del entorno
 Factores constructivos
 Parámetros operacionales
 Históricos de inspecciones
 Históricos de mantenimiento
Ductos
 Recolección e integración de la información
25

26
 Valoración de Riesgos  Identificar y evaluar las amenazas presentes
en un sistema
 Determinar el riesgo representado por esas
amenazas y las consecuencias
Riesgo = Probabilidad de Falla X
Consecuencia
 Establecer un ranking de riesgo para
determinar criticidad y focalizar recursos.
 Identificar medidas teniendo en cuenta la
probabilidad de que se presente la falla y la
potencialidad o gravedad relativa de sus
consecuencias en términos de costo-riesgo-
beneficio.
Ductos
Metodologías de
valoración de riesgos
1. Materia de expertos
2. Cualitativo
3. Cuantitativo /
Probabilístico

27
 Definición del plan de valoración de integridad
 Objetivo
Administrar el riesgo para llevarlo
a niveles tolerables
 Alternativas de Mitigación:
 Inspección
 Monitoreo
 Reparaciones
 Gestión por terceros
 Aseguramiento conocimiento
 Proyectos
 Planes de Contingencias
Ductos
VH
L

28
 Inspección, Mitigación y Remediación para mitigación de Riesgo
Ductos

29
 Cálculo de frecuencia de valoración de integridad
 Rata de corrosión
 Ciclos de presión
 Criticidad del sistema
1 2 3 4 5 6 7 8
Velocidad
de
corrosión
MPY
Ductos

30
 Evaluar la Efectividad del Programa
 Indicadores Medio
 Km inspeccionados / Km programados
 % Cumplimiento plan de acción
 Cantidad de reparaciones realizadas/ Programadas
 Desempeño del programa operacional de ductos
 Indicadores de Auditorías de Integridad
 Indicadores Resultado
 Número de eventos de perdida de contención
 Número de incidentes ambientales
 % Disminución de niveles de riesgo.
Evaluación de
Efectividad
Indicadores
Medio
Indicadores
Resultado
Ductos

31
Descripción de las Amenazas
de Integridad de Ductos

32
¿Por qué fallan las tuberías?
Descripción de las Amenazas de
Integridad de Ductos

33
Amenazas de acuerdo API 1160 - 2001
Corrosión Exterior
Corrosión Interior
Fuerzas de la naturaleza
Acciones de terceros
Operaciones incorrectas
 La norma API 1160 y ASMEB31.8S
clasifican veintiún (21) amenazas de
integridad de ductos.
 ARPEL las agrupa en cinco (5)
amenazas o modos de falla de
integridad de ductos, de acuerdo
con las más relevantes en la región.

34
Amenazas de acuerdo API 1160 - 2013
Corrosión Exterior
Corrosión Interior
Corrosión de costura selectiva
Stress Corrosion Cracking
Defectos de Manufactura
Defectos de Construcción y
Fabricación
Daño Mecánico
(Falla inmediata)
Daño Mecánico
(Daño previo-Demora en la falla)
Operaciones Incorrectas
Fallas de Equipo
Clima y Fuerzas Externas
Crecimiento de anomalía de alguna
causa anterior por ciclos de presión

• 42 años de información de
incidentes en tubería.
• Un inventario de mas de 36.000
km de tuberías
 Estadísticas de fallas – Referente Europeo
35

 Estadísticas de fallas – Referente Europeo
36
https://www.concawe.eu/uploads/Modules/Publications/report-no.-3_13.pdf

Ductos
 Estadísticas de fallas – Referente Americano
• API 1158 - Análisis DOT de
incidentes notificables de
Tuberías de líquidos peligrosos,
de 1986 a 1996.
• Standard Americano publicado
en Julio de 1999.
37

Corrosión Exterior
21%
Corrosión Interior
10%
Stress Corrosión
Cracking
0%
Daños por Terceros
23%
Fabricación
4%
Soldadura/
Ensamble/
Construcción
9%
Fallas
Operacionales
10%
Clima y Fuerzas
Externas
5%
Equipos
18%
Distribución de Incidentes para Tuberías Líquidos Peligrosos API 1158 - 10 años
Ductos
38
 Estadísticas de fallas – Referente Americano

39
 Clasificación de las Amenazas
o Amenazas Dependientes del Tiempo
o Amenazas Posiblemente Dependientes del Tiempo
o Amenazas Independientes del Tiempo

40
1. Corrosión Exterior
2. Corrosión Interior
3. Corrosión de costura selectiva (Ext – Int)
4. Stres Corrosion Cracking - SCC
5. Crecimiento de anomalía de alguna causa
anterior por ciclos de presión (fatiga)
 Amenazas Dependientes del Tiempo

41
¿Qué es la corrosión?
¿Porqué sucede?
¿En qué condiciones sucede?
 Amenazas Dependientes del Tiempo

42
Se denomina al proceso corrosivo “ metalurgia inversa”
Materia Prima Fabricación del Acero
Laminación
Estado de menor energía
Oxido de hierro
Estado de mayor energía
Tubo terminado
Fuente: Los autores
 Amenazas Dependientes del Tiempo – Corrosión

¿Qué es la Corrosión Externa?
43
La corrosión se define como el deterioro o la
degradación de un material, generalmente
un metal, o la reacción con el ambiente que
lo rodea.
Aire
Suelo
Agua
Otros
Ambiente
Metal
Superficie
 Amenazas Dependientes del Tiempo – Corrosión Externa
Corrosión Externa

La Corrosión se da si existe:
Un ánodo
Un cátodo
Un conductor metálico que conecta el ánodo y el cátodo
Un electrólito
44

45
Todos los elementos
siempre deberán estar
presentes para que
ocurra la corrosión
Para el programa de
control de corrosión
basta con eliminar
alguno de los cuatro
factores para detener la
reacción electroquímica.
Anodo
Catodo
Metal
Electrolito
(Hierro) (Cobre)
Corrosión: Electroquímica
Fuente: Curso Corrosión PCC

46
Condición Tipo de Corrosión Método de Control
Ductos Aéreos Corrosión Atmosférica
Recubrimientos
Soportería
Fuente: Internet

47
Ductos
Aéreo- enterrados
Aireación Diferencial
Recubrimientos
Protección Catódica
Luz Solar
Ultravioleta.
Exposición a las
lluvias.
Acumulación de
humedad

48
Áreas Anódicas
y Catódicas
Proceso de
Fabricación.
Ambiente.
Otras instalaciones
PC foráneos
Ductos Enterrados/
Sumergidos
Corrosión Generalizada o
Localizada
Recubrimientos
Protección Catódica
fot
o
C
C
A
C
A
A
A
C
C
A
A
A
C
I
I
I
I
48

49
CORROSION GENERALIZADA
CORROSION LOCALIZADA
(PICADURAS)

50
Picaduras Aisladas
Picaduras Generalizadas
Clases de Picaduras

Las bacterias
Diferenciales de concentraciones de
oxigeno
Corrientes de interferencia erráticas
Interacción entre celdas galvánicas
51
Fuente: Libro Internal Corrosion for Pipelline.
El área que está siendo atacada es muy pequeña,
por lo que, la velocidad de corrosión en algunas
situaciones puede ser extremadamente alta, dando
lugar a fugas de producto.
¿Qué puede causar las picaduras localizadas?

52
H2O
H2S
CO2
Otros
Agentes
Contaminantes
Superficie
Interna
Corrosión Interna
Es el deterioro o la degradación del material de la tubería en la parte
interna, debido a la reacción de metal con del agua y el fluido transportado
 Amenazas Dependientes del Tiempo – Corrosión Interna

 Amenazas Dependientes del Tiempo – Corrosión Interna
52

54
Corrosión preferencial que ataca la zona de costura a una mayor rata que el
cuerpo de la tubería
 Amenazas Dependientes del Tiempo – Corrosión Selectiva
de Costura

55
 Amenazas Dependientes del Tiempo – Stress Corrosion Cracking
Material
Susceptible
Nivel de
Esfuerzo
Ambiente

Tipos de SCC
SCC Clásica
PH>9
Asociada con incrementos en
las temperaturas de operación
del ducto.
Las grietas tienden a ser angostas y
principalmente intergranulares.
El ducto con alquitrán de hulla y
recubrimiento de asfalto es algunas veces
susceptible a este tipo de fractura
SCC no Clásica
PH
5.5-7.5
Asociada con concentraciones
bajas de CO2 en aguas
subterráneas y climas fríos.
Las grietas son generalmente
transgranulares, anchas, y más corroídas
Los sistemas recubiertos de cintas son
susceptibles a este tipo de ambiente.
56
Grietas
Intergranulares
Grietas
Transgranulares
Fuente: Los Autores/Internet
 Amenazas Dependientes del Tiempo – Stress Corrosion Cracking

57
• Es una forma de degradación mecánica que ocurre cuando un componente
es expuesto a esfuerzos cíclicos por un periodo extendido, resultante en
una falla súbita e inesperada
• Estos esfuerzos pueden provenir de cargas mecánicas o térmica que
cíclicas que están por debajo del punto de fluencia del material.
 Amenazas Dependientes del Tiempo – Crecimiento de anomalía
de alguna causa anterior por ciclos de presión (fatiga)

58
1. Defectos de Manufactura
2. Defectos de Construcción y Fabricación
3. Daño mecánico (daño previo en la
tubería causando una demora en la falla
– vandalismo)
 Amenazas Posiblemente Dependiente del Tiempo
Asociados al potencial de crecimiento por el efecto fatiga por ciclos de presión

59
1. Defectos de Manufactura

60
2. Defectos de Construcción y Fabricación

61
3. Daño mecánico (daño previo causando una demora en la falla)

62
1. Daño mecánico (Causando Falla inmediata
– vandalismo)
2. Fallas de equipo
3. Clima y fuerzas externas
4. Operaciones incorrectas
 Amenazas Independientes del Tiempo
Su ocurrencia es aleatoria en el tiempo
X

63
1. Daño mecánico (Causando Falla inmediata – vandalismo)

64
2. Fallas de equipo
 Bombas
 Válvulas
 Sellos
 Equipos de medición
 Trampas de raspadores

65
3. Clima y fuerzas externas

66
4. Operaciones incorrectas
 Sobrepresurización
 Incorrecta diseño o set de válvulas
para manejo de transientes y
sobrepresión
 Incorrecto manejo de válvulas (cierre-
apertura)
 Sobrellenado de tanques
 Malos procedimientos de
mantenimiento y reparación

Tipos de Daños de Integridad
de Ductos
http://www.ducomsa.com/servicios/inspeccion/
68

 Se presenta a través de - o
adyacente a - la costura ERW
(Electric Resistance Weld).
 El medio corrosivo ataca la
región de enlace de la
costura a una velocidad más
alta que el metal alrededor,
causando una hendidura en
forma de V o una ranura
dentro de la línea de enlace.
 Presenta un modo de falla
tipo rotura.
69
 Corrosión Selectiva de la Costura ERW
Tipos de Daños de Integridad de
Ductos

 Se presenta en las zonas
afectadas por el calor (ZAC) de las
soldaduras circunferenciales
entre tubos .
 En las costuras longitudinales de
soldadura de doble arco
sumergido que son recubiertas
con cinta de polietileno.
 Corrosión Externa Axial Angosta (NAEC)
70
Ductos

 Corrosión Galvánica
Se define como corrosión
asociada a la corriente
resultante de la unión de dos o
más metales diferentes en
contacto con un electrolito
común. Un metal será anódico
(el ánodo) y el otro será
catódico (el cátodo).
71
Una pieza de acero tiene áreas catódicas y anódicas, debido al nivel de
impurezas que pueden estar presentes en el metal.
Fuente: Internet.
FranciscoAscencio A.
Ductos

Estas áreas se crean cuando:
Diferentes aleaciones, tales
como cobre o acero
inoxidable, se ponen en
contacto con acero al carbón
o de baja aleación.
Cuando una sección de
ducto nuevo se pone en
contacto con un ducto
antiguo, donde el tubo
nuevo se comporta como
ánodo.
72
Ductos

Estas áreas se crean cuando:
Debido a metales diferentes
usados cuando se suelda un
ducto.
Como resultado de la introducción
de esfuerzos en el ducto, tales
como los producidos en juntas
soldadas, curvaturas mecánicas en
el ducto, en quemones o entallas
metalúrgicas producidas por el
arrastre del electrodo sobre el
ducto.
73
Fuente: Internet.
Ductos

En un ducto que ha sido
rayado durante excavaciones.
Presencia de concreto en
porciones del ducto, tales
como las que se presentan en
la interfase de secciones
lastradas y sin lastre.
74
Ductos

Los suelos disímiles en composición química o cambios importantes en su
resistividad promueven la corrosión galvánica.
75
Fuente: Los Autores
Ductos

 Corrosión por Corrientes Parásitas o Erráticas
Causada por la influencia de fuentes externas de
corrientes eléctricas de tipo alterno o continuo,
como:
Las generadas por los movimientos telúricos,
Las líneas de media y alta tensión,
Y por fuentes de corriente continua, como las
producidas por sistemas de protección
catódica de ductos o estructuras foráneas,
Y sistemas de transporte masivo como
metros o trenes eléctricos.
76
Usualmente el tipo de Corrosión es en forma de
Picaduras
Fuente: Curso Corrosión Tecnología Total
Ductos

77
Corriente Foranea: Corriente que fluye a través de circuitos distintos al propio
o que no pertenecen al circuito de interés (NACE ASTM G193 10b)
Interferencia: Cualquier perturbancia eléctrica generada por una corriente
foránea (NACE CP Interference Course Manual, numeral 1.1)
• Interferencia DC:
• Por corrientes de protección catódica foránea
• Por corrientes DC inducidas por líneas de transmisión DC o sistemas
operados en HVDC (por ejemplo: trenes eléctricos).
• Interferencia AC:
• Por cruces o paralelismos con líneas de transmisión AC
Ductos
 Corrosión por Corrientes Parásitas o Erráticas
 Tipos de interferencias

78
DEFECTO O
DETERIORO DE
RECUBRIMIENTO
ESTRUCTURA
DEFECTO O
DETERIORO DE
RECUBRIMIENT
O
TR
SUELO
SUELO
Defecto
Catódico
Defecto
Anódico
Ductos
 Interferencia DC por Protección Catódica

79
DEFECTO O
DETERIORO DE
RECUBRIMIENTO
ESTRUCTURA DEFECTO O
DETERIORO DE
RECUBRIMIENT
O
TR
SUELO
SUELO
Defecto
Anódico
Defecto
Anódico
Defecto
Catódico
Defecto
Catódico
Ductos
 Interferencia DC por Protección Catódica

80
Descripción:
Corrientes AC foráneas presentes en
estructuras metálicas.
Identificación:
• Inestabilidad en los potenciales
• Ruido desconocido en los registros
osciloscópicos
• Valores de voltaje AC no esperados,
presentes en los ductos
• Descargas de corriente en los bornes
de las estaciones de medición
• Baja polarización o rápida
despolarización de la estructura
Fuente: Effect of AC-interference on the cathodic protection of a gas pipeline,
N. Kouloumbi, G. Batis, N. Kioupis and P. Asteridis,
Anti-Corrosion Methods and Materials, Volume 49 . Number 5 . 2002 . 335±345
Ductos
 Interferencia AC - Generalidades

81
Es debido a las fallas presentadas en las
redes eléctricas por lo general debido a
descargas atmosféricas o corto circuitos.
Potencializadores:
• Cercanía a redes eléctricas
• Baja eficiencia de recubrimientos
• Mayor densidad de defectos
• Baja resistencia del medio
Efectos
• Perdida de metal instantánea
• Deterioro del recubrimiento
• Riesgo de afectación al hombre
Mitigación:
• Mantener distancias seguras entre
líneas eléctricas y ductos.
• Mejora en la eficiencia de los
recubrimientos, eliminación de
defectos.
• Uso de desacopladores.
• Uso de elementos de descarga
Fuente: A.C. Corrosion on Cathodically Protected Pipelines, CEOCOR, 2001
Ductos
 Interferencia AC por Acoplamiento Conductivo

82
DEFECTO O
DETERIORO DE
RECUBRIMIENTO
ESTRUCTURA
DEFECTO O
DETERIORO DE
RECUBRIMIENTO
TR
SUELO
Fuente: Interferencias AC, Preparado por Juan Carlos Pachón, Tecnología Total, 2008.
Ductos
 Interferencia AC por Acoplamiento Conductivo

83
El flujo variable de corriente presente en
una línea eléctrica vecina a un ducto
induce un corriente AC en las estructuras
metálicas vecinas.
Potencializadores:
Campos eléctricos variables.
Presencia de defectos de recubrimiento en
el ducto
Densidad y tamaño de los defectos.
Presencia de sales de metales alcalinos y
alcalino-terreos
pH Alto
Frecuencia
Distancia entre conductores
Niveles de voltaje y corriente
Efectos:
Aumento de la velocidad de corrosión
Perdida de eficiencia de la corriente de
protección catódica
Fuente: Effect of AC-interference on the cathodic protection of a gas pipeline,
N. Kouloumbi, G. Batis, N. Kioupis and P. Asteridis,
Anti-Corrosion Methods and Materials, Volume 49 . Number 5 . 2002 . 335±345
Fuente: Manual del Curso de certificación NACE CP3, numeral 3,3,4
Ductos
 Interferencia AC por Acoplamiento Inductivo

84
DEFECTO O
DETERIORO DE
RECUBRIMIENTO
ESTRUCTURA
DEFECTO O
DETERIORO DE
RECUBRIMIENTO
TR
Ductos
 Interferencia AC por Acoplamiento Inductivo

86
Se presenta en tubería aérea dispuesta
dispuesta sobre elementos aislantes
(por ej. Sobre polines de madera
durante la construcción).
Potencializadores:
Distancia a la red eléctrica
Falta de puntos de descarga a tierra
Efectos:
Generación de corrientes en la
estructura.
Pequeñas descargas sobre las personas.
Mitigación:
Asegurar una buena conexión a tierra
mientras se tenga expuesta la tubería.
El efecto desaparece al momento de
enterrar el ducto.
Fuente: Manual del Curso NACE CP Interference, Julio 2011
Ductos
 Interferencia AC por Acoplamiento Electrostático (Capacitivo)

87
• Estudios de resistividad de suelos
• Descripción de las líneas de transmisión eléctrica presentes en el área
• Evaluación del estado del recubrimiento, Identificación y caracterización de defectos.
• Descripción del cruce o paralelismo con la línea de transmisión eléctrica
• Evaluación del comportamiento de los potenciales con el tiempo en el sector.
• Evaluación de los potenciales AC en el área de estudio.
• Orificio hemisférico.
• Condiciones de pH altos.
• Montículo duro como producto de la corrosión es
producido sobre el orificio.
• Apariencia dendrítica, brillantes con pequeñas “montañas”
en los centros de los hoyos.
• La corrosión AC es imprevisible para densidades de
corriente AC entre 20 y 100 A/m2.
• Para densidades de corriente superiores a 100 A/m2, debe
esperarse corrosión.
Fuente: Procesos de corrosión debidos a corrientes
alternas inducidas (60 Hz), E. Vera, J. Villareal y J. H.
Panqueva., Revista de Metalurgia, Vol 32, No. 5,
1991 p. 291
Ductos
 Identificación de interferencias
 Características de la corrosión por AC

89
Fuente: Manual del curso NACE CP Interference, numeral 3,4,2,2, Julio 2011
Marcas en la tubería por descarga de corriente en un cable de PC. en un ducto de Gas
Ductos
 Ejemplos de Corrosión por Interferencias AC

90
Marca por posible descarga de corriente AC en ducto de Gas
Ductos
 Ejemplos de Corrosión por Interferencias AC

 Corrosión por Aireación Diferencial
91
Se presenta en los tramos de ducto donde hay diferencias de
concentración de oxigeno, como en las interfases aéreo-enterradas o en
las secciones de ducto con abrazaderas de estructuras de soportación.
Fuente: Internet.
Ductos

 Corrosión Bacteriana (MIC)
Causada
por
Bacterias
Aeróbicas
Anaeróbicas
Combinado
92
Usan
Oxigeno
No requieren
oxigeno para su
metabolismo
Ambos pueden estar presentes
dependiendo de la
temperatura, humedad,
suplemento de nutrientes, etc.
Ductos

93
CELDAS DE AIREACION DIFERENCIAL
Zona Anaeróbica
Fe++
Cátodo Cátodo
Zona Aeróbica Zona Aeróbica
O2 O2
Fe++ Fe+++ Fe (OH)3
Bacterias oxidantes del Fe
Fuente: Curso Corrosión PCC
Ductos

Estas bacterias consumen hidrógeno,
son sulfato- reductoras (SRB).
Las bacterias no atacan directamente al
metal, pero crean cambios en el
electrolito que incrementan la actividad
de corrosión.
Convierten los sulfuros en ácido
sulfúrico, consumen hidrógeno.
94
Bacterias Sulfato-reductoras
Fuente: Libro Internal Corrosion For Pipeline
Ductos

Bacterias Anaeróbicas
Las bacterias anaeróbicas se encuentran en:
Cuerpos estancados de agua dulces y
salados.
En suelos pesados arcillosos,
En pantanos,
En ciénagas
En áreas que tienen humedad, materiales
orgánicos, bajo oxígeno, y sulfatos.
95
Fuente: Internet.
Ductos

Las bacterias aeróbicas crean ambientes
corrosivos cuando hay suficiente materia
orgánica disponible como alimento.
Forman ácidos orgánicos.
Producen dióxido de carbono, que se
combina con el agua disponible para
formar ácido carbónico y componentes de
amonio, los cuales se oxidan a ácido
nítrico y nitroso.
Otros ácidos que se forman: láctico,
acético, cítrico, oxálico y butírico, entre
otros.
96
Bacterias Aeróbicas
Fuente: Libro Internal Corrosion For Pipeline
Ductos

Las bacterias aeróbicas atacan los
recubrimientos de ductos, hechos
de materiales orgánicos.
La morfología de la corrosión
bacteriana consiste en picaduras o
cárcavas, que dependiendo de su
orientación con respecto al eje del
ducto terminan por generar fugas o
roturas.
97
Bacterias Aeróbicas
Ductos

Ductos
 Erosión-Corrosión
Los fenómenos erosivos se distinguen morfológicamente por pérdida de
material en zonas de alta velocidad.
Los fenómenos corrosivos son morfológicamente mas erráticos y su
confirmación depende del análisis de los productos de corrosión.
La erosión-corrosión es la combinación de ambos efectos en donde,
dependiendo del balance entre las características del fluido y su velocidad
habrá predominancia de algún tipo:
Cobre
Acero al
carbono
Fuente: Copper.org
98

Ductos
o Fluidos muy corrosivos a baja velocidad:
Alta velocidad de corrosión (picado)
Formación de películas protectoras
Posibilidad de inhibición
o Flujos altamente erosivos de fluidos
poco corrosivos:
Superficies brillantes
Poca contribución de la corrosión
Difíciles de inhibir
o Condición intermedia:
Difícil predecir la tasa de pérdida de espesor
Fuente: www.maverickinspection.com
Fuente: http://blog.utp.edu.co/metalografia/12-corrosion-y-
procesos-de-corrosion/
99

Ductos
o Los “codos” y las “tes” son los lugares mas propensos a que se
produzcan fenómenos corrosivos asistidos por erosión precisamente por
la influencia de los cambios de flujo.
Fuente: Erosion in elbows in hydrocarbon production systems: Review document, RESEARCHREPORT 115 - 2003
100

101
Constituyen un punto de inicio de roturas o
fisuras.
Se pueden clasifican dependiendo si tienen
o no asociado un concentrador de
esfuerzos, y según su ubicación con
respecto a la soldadura del ducto.
Su criticidad y necesidad de reparación
depende de su ubicación horaria en el tubo
con respecto al tablero del reloj.
 Abolladuras
Ductos

Se caracterizan por cambios locales
en el contorno de la superficie pero
NO están acompañadas por un
concentrador de esfuerzos.
Se producen por las rocas en el
relleno, raíces o troncos de árboles,
o el impacto mecánico
102
 Abolladuras Planas
Ductos

103
Se caracteriza porque el defecto
contiene concentradores de esfuerzos
tales como corrosión, grietas,
rasgaduras, ranuras o quemaduras por
arco-eléctrico localizados dentro de
ella.
Se presentan por atentados con
explosivos y la maquinaria utilizada
para excavación o perforación de
suelos.
 Abolladuras con un Concentrador de Esfuerzo
Ductos

104
Consisten en dos abolladuras que se
superponen a lo largo del eje del
ducto creando un área central de
curvatura inversa en la dirección
longitudinal.
Las grietas de fatiga se desarrollan
entre las dos abolladuras, y se
propagan más rápido que las grietas
de fatiga en abolladuras sencillas.
 Abolladuras Dobles
Ductos

105
Son las abolladuras que afectan soldaduras
longitudinales o circunferenciales de ductos.
Las soldaduras como tal representan un
concentrador de esfuerzos, por lo que al
asociarse con una abolladura, representan un
riesgo mayor para la integridad del ducto, y
requieren de una atención inmediata.
 Abolladuras que Afectan Soldaduras
Ductos

106
Remoción mecánica de metal con bordes
bien definidos, producidos por maquinaria,
vehículos, guayas de izamiento, entre otros.
Rayones mayores al 12,5% del espesor
nominal del ducto deben ser reparados o
removidos, y se debe verificar si el espesor
remanente está en capacidad de soportar la
presión interna.
Si no hay reparación, se debe evaluar la
necesidad de modificar la máxima presión de
operación.
 Rayones
Ductos

107
Son defectos que se producen
cuando se rastrilla el electrodo
sobre el ducto en procedimientos
de soldadura, o por mal contacto
de la puesta a tierra.
El defecto se caracteriza por una
entalla de tipo metalúrgico, que se
debe remover cambiando la
sección del ducto o retirando por
esmerilado el material afectado.
 Quemones por Arco Eléctrico
Ductos

109
PRÁCTICA 1.
RECONOCIMIENTO DE DAÑOS POR
CORROSIÓN EXTERNA

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