CORR-EXT-124

5/9/2018 CORR-EXT-124 - slidepdf.com

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“EVALUACION DE CORROSION EXTERNA EN OLEODUCTO ENTERRADO”

Pedro Jaya – OCP Ecuador S.A.- [email protected]

Germán Gaibor – OCP Ecuador S.A. - [email protected]

1. Introducción.

Mediante una inspección visual que se realiza en el sitio de la excavación donde

fue destapado el tubo con el fin de aliviar esfuerzos que se estaban produciendo sobre

el mismo por efectos de un deslizamiento de suelos, se encontró rasguños en el

revestimiento FBE lo que llevo a revisar su interior encontrando corrosión externa

localizada dando origen a la evaluación de corrosión de dichos hallazgos para

determinar la causa raíz.

2. Desarrollo.

2.1 Evaluación del revestimiento.

Al realizar la inspección visual del estado del revestimiento se encuentra que huboroturas y rasgaduras (Figura 1) en el recubrimiento epóxico FBE realizadas en elproceso normal de construcción y bajada del oleoducto previo a la tapada del tubo,

originando que el agua presente en el suelo ingrese al sustrato metálicoproduciendo corrosión superficial externa del oleoducto.

La adherencia del revestimiento fue evaluada mediante criterios de aceptaciónASTM D 6677.

Figura 1. Fotografías de rasguños presentes en el recubrimiento.



Figura 2. Indicaciones de corrosión superficial externa localizada bajo elrevestimiento.

2.2 Evaluación de los sitios donde se encontró corrosión superficial externa.

Se evalúo los lugares donde se encontró corrosión localizada mediantemacrografías y ensayos no destructivos para determinar su origen, severidad yprofundidad.



Figura 3. Indicaciones de corrosión superficial externa localizada.

Figura 4. Macrografías de la zona afectada por corrosión externa superficial.

Para descartar la presencia de fisuras se uso las siguientes técnicas de ensayos nodestructivos:

Partículas magnéticas. Mediante el uso de esta técnica de END se descarto lapresencia de fisuras en todos los sitios donde había la presencia de corrosión.

Tintas penetrantes. Usando esta técnica de END no se encontró fisuras en todoslos lugares analizados.



2.3 Evaluación de dureza del tubo

Con el objeto de descartar la falta de uniformidad del material base se optó por unode los métodos existentes para verificar la uniformidad de la tubería. Mediante el usode un medidor de dureza por ultrasonido Sonohard. Se determina que los valores dedureza obtenidos están de acuerdo a las características de un API XL70.

Figura 5: Fotografía de medición de durezas.

2.4 Evaluación de espesores en los sitios con corrosión superficial externa.

Los espesores en los lugares donde se encontró corrosión superficial externa fueronevaluados mediante medición ultrasónica con palpador angular y con un medidor deprofundidad de digital para establecer y cuantificar la profundidad.



Figura 6: Medición de pérdida de espesor en lugares donde se encontró corrosiónlocalizada.

La zona con corrosión superficial externa de mayor profundidad corresponde a

una perdida de espesor con respecto al nominal de 18.5%

De acuerdo al código ASME B31.4 literal b para pérdidas de espesores de paredmenores al 20% no se requiere de ninguna reparación.

Adicionalmente se cuantificó la resistencia mecánica de las zonas afectadas porcorrosión, conforme a los 4 niveles de evaluación establecidos en el manual ASMEB31G1 que se presenta a continuación:

ANEXO 1: EXTERNAL CORROSION EVALUATIONAccording ASME B31G 2009

2.5 Evaluación del sistema de protección catódica.

Los sistemas de protección catódica se encuentran trabajando dentro de los parámetrosde protección potencial en un off > 850 mv.

Figure 7: Gráfica de potenciales ON-OFF del sector.

1ASME B31G Manual for Determining The Remainning Strength of Corroded Pipelines



3. Acciones tomadas para el oleoducto

3.1 Reparación del recubrimiento.

El recubrimiento fue inspeccionado mediante Holiday calibrado a 2000 V en unalongitud de 185 metros, se encontraron daños puntuales del recubrimiento FBE que selocalizan entre las juntas soldadas U485/T01A (Progresiva 481+198.866) y U485/16R(Progresiva 481+383.433).Previo a realizar las reparaciones del recubrimiento epóxico de la tubería se hicieroninspecciones visuales, medición de espesores y ensayos no destructivos (END).

Las fallas del recubrimiento encontradas, fueron reparadas.

Fotografía 8: Inspección de Recubrimiento – Holiday calibrado a 2000 V

4. Conclusiones.

o Existen procesos de corrosión superficial externa en la tubería por vicios deconstrucción encontrados el revestimiento.

o Es necesario realizar un estudio CIS - DCVG para determinar posibles lugares

similares.o El conjunto de técnicas de evaluación y cálculo, así como también el historial y el

registro de las anomalías encontradas aportan datos muy importantes para elmanejo de integridad en el oleoducto.

6. Bibliografía:

ASTM D 6677ASME B31.4API 5L X70NACE Sp 0169 2007



1. Pipeline Data

Diameter: 36 inch

Nominal Thickness 0,375 inch

Material API 5L Gr X70 PSL2

Specified Min Yield Strength (SMYS): 70000 PSI Table 402.3.1(a) ASME B31.4 2006

Allowance Stress Value (S) 50400 PSI Table 402.3.1(a) ASME B31.4 2006

Internal design gage pressure (Pi) 1050 PSIPara. 404.1.2 ASME B31.4 2006

EXTERNAL CORROSION EVALUATION

According ASME B31G 2009

D

t SPi

××=

2

Dt

L z

2

=

)003375.06275.01(2

Z Z M −+=

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

−

−=

M

t d

t d SS flowF ) / (85.0

1

) / (85.01

t

DPS

2

0

0 =

2. Corrosion data

Kp 481 Km

Type Pitting

Maximum Depth (d) 0,0673 inch

Measured longitudinal extent of corrosion

(L) 1,7717 inch

Actual uncorroded wall thickness (t) 0,361 inch

Notes:

According para. 1.12 ASME B31G 2009, flaws founded in the KP 481 were considered noninteracting

D

t SPi

××=

2

Dt

L z

2

=

)003375.06275.01(2

Z Z M −+=

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

−

−=

M

t d


1

) / (85.01

t

DPS

2

0

0 =

ecause t ey were space greater t an t mes t e wa t c ness

According para. 1.13 ASME B31G 2009, flaws orientation founded were less than 45 deg to the pipe axis

3. Evaluation MethodsAccording B31G 2009, there are Level 0, Level 1, Level 2 and Level 3 evaluation methods

It shall make Level 0 and level 1 evaluation

3.1 Level 0 Evaluation

D 36 inch Para. 2.1 ASME B31G 2009

t 0,361 inch Para. 2.1 ASME B31G 2009

D

t SPi

××=

2

Dt

L z

2

=

)003375.06275.01(2

Z Z M −+=

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

−

−=

M

t d


1

) / (85.01

t

DPS

2

0

0 =

L(measured) 1,7717 inch Para. 2.1 ASME B31G 2009

d(measured) 0,0673 inch Para. 2.1 ASME B31G 2009

d(table 8) 0,07 inch Para. 2.1 ASME B31G 2009

t(table 8) 0,312 inch Para. 2.1 ASME B31G 2009

L(founded) 7,85 inch Para. 2.1 ASME B31G 2009

L(measured < L(founded), The metal loss area on Kp 481 is acceptable

And safety factor is 1,39 Pipeline operating with hoop stress of 72% SMYS

Minimum Safety factor 1,25 Para. 1.9 ASME B31G 2009

Safety Factor is OK

D

t SPi

××=

2

Dt

L z

2

=

)003375.06275.01(2

Z Z M −+=

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

−

−=

M

t d


1

) / (85.01

t

DPS

2

0

0 =

3.2 Level 1 Evaluation

D 36 inch Para. 2.2 ASME B31G 2009

t 0,361 inch Para. 2.2 ASME B31G 2009

L(measured) 1,7717 inch Para. 2.2 ASME B31G 2009

d(measured) 0,0673 inch Para. 2.2 ASME B31G 2009

SMYS 70000 PSI API 5L X70

SMTS 83000 PSI API 5L X70

Assumed acceptable safety factor SF 1,39 Assumed

P0 1050 PSI Maximum Allowance Operating Pressure

Para. 1.5 ASME B31G 2010

D

t SPi

××=

2

Dt

L z

2

=

)003375.06275.01(2

Z Z M −+=

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

−

−=

M

t d


1

) / (85.01

t

DPS

2

0

0 =S0 52354,57064

SFxS0 72772,85319 PSI

Sflow 80000 Sflow = SMYS + 10 KSI According para. 1.7 (b) (2)ASME B31G 2009

Z 0,241517104

z > 50 Para. 2.2 (b) ASME B31G 2009

D

t SPi

××=

2

Dt

L z

2

=

)003375.06275.01(2

Z Z M −+=

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

−

−=

M

t d


1

) / (85.01

t

DPS

2

0

0 =

M 1,07301217

d/t 0,19

0.85(d/t) 0,16

1-0.85(d/t) 0,84

0.85(d/t)/M 0,15

1- [0.85(d/t)/M] 0,85

SF 78987,54053 Para. 2.2 (b) ASME B31G 2009

SF > SFxS0 OK Para. 2.2 ASME B31G 2010

D

t SPi

××=

2

Dt

L z

2

=

)003375.06275.01(2

Z Z M −+=

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

−

−=

M

t d


1

) / (85.01

t

DPS

2

0

0 =

.

4. Conclusion

The flows founded were evaluated as separated flaws

According Level 0, level 1 and Rstreg evaluation methods, the metal loss area on the pipe is acceptable.

D

t SPi

××=

2

Dt

L z

2

=

)003375.06275.01(2

Z Z M −+=

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

−

−=

M

t d


1

) / (85.01

t

DPS

2

0

0 =



Station:

Site:

Date:

Prepared By: Approved By:

-350

-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

0.00 0.25 0.50 0.75 1.00 1.25 1.50 1.75 2.0

P I T

D E P T H

[ M i l ]

PIT LENGTH [in]

INNER EDGE OF PIPE WALL CORROSION PROFILE

EFFECTIVE LENGTH X-AXIS OUTER EDGE OF THE NON-CORRODED PIPE

P = 2StFT/D [psig] - Calculated Pressure 1,050

Established MAOP [psig] 1,050

Pipe Outside Diameter [in] 36.00

Pipe Wall Thickness [in] 0.375

SMYS [psi] 70,000

Total Length [in] 1.97

Effective Length: Start [in] 0.00 End [in] 1.97

Effective Length [in] 1.970

Effective Area [in]² 0.080

Max. Pit Depth [in] 0.067

Max.Depth/Wall Thickness 0.18

RESULTS OF ANALYSIS:

CORROSION PROFILE:

METHOD Max. Safe Pressure [psig] Burst Pressure [psig] Safety Factor

RSTRENG - Effective Area 1050 1651 1.57

RSTRENG - 0.85dL 1050 1643 1.57

ASME B31 G 1050 1583 1.51

KP 481

ABS - MT 14/08/2010

Pedro Jaya

Design Factor 0.72

Revision: 5



Station:

Site:

Date:

Prepared By: Approved By:

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

10.

0

0.2

0.39

0.59

0.79

1.18

1.38

1.57

1.77

1.97

0

20

43

35

47

59

67

51

31

0

Nr. Increment [in] Pit Depth [Mil]

CORROSION MEASUREMENT:

KP 481

ABS - MT 14/08/2010

Pedro Jaya Revision: 5

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