9

CAPÍTULO II

2. Antecedentes

En la tesis de grado de Jean Carlos Durán Villamizar, realizada en la Gerencia

de Mantenimiento Mayor de la instalaciones de PDVSA División Centro Sur Distrito

Barinas en el año 2002 fue realizado un proyecto denominado “Análisis predictivo

que defina la influencia de la corrosión en la vida útil de redes de producción del

área de Barinas” en el cual se plantea la necesidad de realizar este proyecto para

predecir la problemática de corrosión que se presentan en dichas redes de producción

del área de Barinas, todo esto con la finalidad de mejorar los factores que influyen en

los procesos corrosivos y así tomar acciones orientadas a la protección del ambiente y

evitar las pérdidas de producción que se originan por los daños en las tuberías. El

alcance del proyecto se basó principalmente en un análisis en la ingeniería de

corrosión, a partir de la identificación de redes de producción que presentan mayores

influencias del fenómeno de corrosión, determinando la técnica más favorable para la

recolección de la data. Con respecto a esto se validará el comportamiento de la

velocidad de corrosión, se estudiará los factores que influyen la destrucción de la

tubería y se determinará reemplazos a corto, mediano y largo plazo, aportando ideas

para tener un mayor control en el mantenimiento de la red, minimizando riesgos

operacionales y accidentes a causa de la determinación de la vida útil de la tubería.

Con este análisis predictivo que defina la influencia de la corrosión en la vida

útil de redes de producción del área de Barinas, se llevo a cabo parte del proyecto

ejecutado, sirviendo como guía para recopilar parte de la información de los

antecedentes de corrosión como cuales son las líneas con mayores fallas, derrames

ocurridos a partir del 2002 así como también la influencia de la corrosión en los

pozos del Distrito Barinas.

10

2.1 Bases teóricas

2.1.1 Corrosión

La corrosión de los metales es un fenómeno natural que ocurre debido a la

inestabilidad termodinámica de la mayoría de los metales. Si bien esta fuerza

destructiva ha existido siempre, no se le ha prestado atención hasta los tiempos

modernos, como efecto de los avances de la civilización en general y de la técnica en

particular. El desarrollo de los métodos de extracción y uso de los combustibles, muy

especialmente del petróleo, así como la expansión de la industria química, han

modificado la composición de la atmósfera de los centros industriales y de las

aglomeraciones urbanas.

La corrosión de los metales constituye por lo tanto, y con un alto grado de

probabilidad, el despilfarro más grande en que incurre la civilización moderna. Las

roturas en los tubos de escape y silenciadores de los automóviles, la sustitución de los

calentadores de agua domésticos, explosiones por fugas de gas en los tanques de

almacenamiento o tuberías de conducción, roturas en las conducciones de agua,

incluso el derrumbe de un puente, son algunos de los problemas con los cuales se

encuentra el hombre.

La corrosión no se manifiesta únicamente a través de la pérdida de brillo de

los metales o la formación de óxido, sino que puede provocar grietas que originen la

fractura del material, o la pérdida de su ductilidad o su perforación. La corrosión es

un fenómeno espontáneo que se presenta prácticamente en todos los materiales

procesados por el hombre. Si bien existen varias definiciones, es común describir la

corrosión como una oxidación acelerada y continua que desgasta, deteriora y que

incluso puede afectar la integridad física de los objetos o estructuras.

11

2.1.2 Efectos de la corrosión

El efecto de la corrosión es, en el peor de los casos, la destrucción total de un

componente, pero también da lugar a otros problemas, que por menos contundentes

no dejan de ser perjudiciales y, en algunos casos, peligrosos para la seguridad de las

personas. Por citar algunos se podría hablar de inicios de fractura, fugas en tanques o

conducciones, merma de resistencia mecánica en estructuras o en partes de máquina,

desviaciones del funcionamiento normal de equipos, contaminación debida a las

sustancias que se producen en la corrosión y perjuicio en el aspecto estético.

2.1.3 Formas básicas de corrosión

Hay diversas formas principales de corrosión, pero es raro que un

componente o estructura corroída sufra de un solo tipo de corrosión. La combinación

de metales usados en un sistema y el amplio rango de ambientes encontrados

frecuentemente causan más de un tipo de ataque. Incluso una sola aleación puede

sufrir corrosión de más de una forma dependiendo de su exposición a ambientes

diferentes en varios puntos de un sistema.

Todas las formas de corrosión, con la excepción de algunos tipos de corrosión

a alta temperatura, ocurren mediante la acción de las celdas electroquímicas. Los

elementos que son comunes en todas las celdas de corrosión son un ánodo donde

ocurre la oxidación y la perdida de metal, el cátodo donde la reducción y el efecto

protector ocurre, arreglos metálicos y electrolíticos entre el ánodo y el cátodo a través

de los cuales la corriente electrónica e iónica fluye, y una diferencia de potencial que

maneja la celda.

2.1.3.1 Corrosión general (Uniforme)

Este tipo de corrosión ocurre de forma más o menos uniforme sobre la

superficie expuesta sin presentar corrosión localizada apreciable. Esta conlleva a la

12

formación de capas delgadas de productos de corrosión. El mecanismo de ataque es

típicamente un proceso electroquímico que toma lugar en la superficie del material.

2.1.3.2 Corrosión localizada

A diferencia de la corrosión uniforme, la corrosión localizada ocurre en

lugares discretos sobre la superficie del metal. Esta corrosión incluye las picaduras,

hendiduras y la corrosión filiforme.

2.1.3.3 Corrosión por picadura

La picadura es un ataque profundo y angosto que puede causar rápida

penetración del sustrato del espesor de la pared. Es caracterizada por el ataque

corrosivo en una región localizada rodeada por superficies no-corroídas o superficies

que son atacadas en menor extensión. Las picaduras se inician con defectos en la capa

protectora o pasivadora. La corrosión es causada por la diferencia de potencial entre

el área anódica en el interior de la picadura (el cual contiene frecuentemente sales

acidas o hidrolizadas) y el área catódica circundante.

2.1.3.4 Corrosión por hendidura

La corrosión por hendidura ocurre en lugares localizados donde el acceso libre

del ambiente circundante es restringido, espacios confinados donde se hace contacto

metal-metal o metal-no-metal. Las hendiduras también pueden formarse bajo

depósitos de productos de corrosión. También llamada “celda de concentración de

corrosión”, esta es causada por dos mecanismos principales: celda de concentración

de oxigeno y celda de concentración metal – ión.

13

2.1.3.5 Corrosión filiforme

La corrosión filiforme es una forma especial de celda de corrosión de oxigeno

que ocurre debajo de recubrimientos orgánicos o metálicos. Esta forma es fácil de

reconocer por la apariencia de una fina red de productos de corrosión debajo del

material recubridor. La corrosión filiforme es asociada con la contaminación de

superficies con partículas depositadas de la atmósfera o residuos sobre la superficie

del metal después de su procesamiento.

2.1.3.6 Fisuramiento ambiental

A pesar de que varias otras formas de corrosión donde ésta ocurre después de

largos periodos de tiempo, el fisuramiento ambiental puede ocurrir muy rápidamente.

Debido a que este es anticipado, puede llegar a ser catastrófico. El fisuramiento

ambiental es otra forma de falla de los materiales dúctiles causado por la acción

combinada de la corrosión y esfuerzos de tensión.

2.1.3.7 Corrosión por fisuramiento bajo esfuerzo (SSC)

Es un proceso anódico, ocurre en metales expuestos a un ambiente donde no

se produciría daño sobre el metal si los esfuerzos de tensión fuesen reducidos o

eliminados. Ejemplos de medios que promueven el SCC de aleaciones específicas

incluyen bases sobre aceros al carbón, cloruros con aceros inoxidables, y amoníaco

con aleaciones de cobre. Usualmente hay un periodo de incubación durante el cual el

fisuramiento se inicia a un nivel microscópico, seguido por la propagación.

2.1.3.8 Corrosión por H2S (Corrosión àcida)

La corrosión por sulfuros generalmente comienza lentamente y la velocidad

incrementa con el tiempo. A pesar de que el sulfuro de hidrógeno no es corrosivo en

14

ausencia de humedad, si esta se encuentra presente el gas se torna corrosivo. El H2S

es influenciado por la presencia de CO2. El mecanismo general de este tipo de

corrosión puede ser representado de la siguiente forma:

H2S + Fe + H2O FeSx + 2H (1)

Sulfuro de Hierro Agua Sulfuro de Hierro Hidrógeno

Hidrógeno

El H2S producido por esta reacción generalmente se adhiere a la superficie del

acero como un polvillo negro o incrustación. La incrustación tiende a causar una

aceleración local de la corrosión debido a que el sulfuro de hierro es catódico con

respecto al acero. Esta reacción da como resultado picaduras profundas.

La corrosión de un sistema se considera posible para los aceros al carbono a

partir de niveles muy bajos en H2S. La norma utilizada en la industria petrolera para

evaluar la posibilidad de existencia de este tipo de corrosión y seleccionar los

materiales adecuados para servicio en ambientes ácido es la NACE MR-0175. Ésta

establece:

PpH2S ³ 0,05 psi (2)

100

%* 22

SHPSPpH =

(3)

Donde: PpH2S: presión parcial de H2S

PpCO2: presión parcial del H2S.

P: presión total

2.1.3.9 Corrosión por CO2 (Corrosión dulce)

15

El CO2 es un gas que se encuentra presente en algunos yacimientos petroleros,

disuelto en la capa gaseosa de los mismos. Este compuesto no es corrosivo en la

ausencia de agua líquida. Cuando el CO2 ya está presentes en la tubería, el CO2

disuelto en el agua, forma ácido carbónico corrosivo:

CO2 + H2O H+ + HCO3- (4)

Dióxido de Agua Hidrógeno Acido Carbónico

Carbono

En la industria petrolera esta corrosión es encontrada con más frecuencia en

los pozos de gas, en los que el dióxido de carbono está presente. Si el vapor de agua

se condensa en las tuberías o líneas de flujo, el ácido carbónico formado produce

corrosión por picaduras en el metal expuesto. La porción desde una cierta

profundidad hacia la superficie de la tubería de producción y las líneas de flujo de

superficie son más susceptibles a este tipo de corrosión. La tasa de corrosión

usualmente incrementa al aumentar la presión del cabezal del pozo, ya que se

disolverá más dióxido de carbono en el vapor de agua y en agua libre a diferentes

presiones, creándose así un ácido más fuerte.

Una manera de predecir la corrosión de un gas está basándose en la presión

parcial del dióxido de carbono, que se calcula como sigue:

100

%* 22

COPPpCO = (5)

Donde: PpCO2: presión parcial del CO2

%CO2: moles por ciento de CO2 en el crudo

P: presión total

16

A medida que la presión parcial del CO2 aumenta, más ácido carbónico se

forma y el pH se vuelve progresivamente ácido. Si esta fuese la única reacción, las

velocidades de corrosión podrían incrementar a medida que aumenta el CO2.

Figura 4. Corrosión localizada por CO2. Irregularidades en la superficie de la conexión causaron turbulencia que a su vez evito la formación de la capa protectora

de carbonato de hierro. Fuente: Srdjan Nesic. Elsevier 2007.

Presión Parcial del CO2 Caracterización PpCO2 > 30 psi Severa

30 > PpCO2 > 7 Moderada 7 > PpCO2 > 4 leve

PpCO2 < 4 Corrosión muy poco probable Tabla 1. Presión Parcial del CO2. Fuente: Instituto Americano del Petróleo (API)

2.1.3.10 Corrosión por efecto combinado de H2S y CO2

La presencia de CO2 y H2S en un medio acuoso, es capaz de producir graves

daños por corrosión, pero la combinación de los mismos puede acelerar o disminuir la

velocidad de corrosión y la criticidad del daño esperado.

El comportamiento del H2S en la corrosión por CO2 causa la formación de

películas de productos de corrosión en forma competitiva entre el sulfuro de hierro

(FeS) y carbonato de hierro (FeCO3) generando efectos en la temperatura, presión y

17

concentración de agentes corrosivos causando asi variaciones en la velocidad de

corrosión.

Por ello se considera importante definir cual de los tipos de corrosión (por

CO2 o por H2S) es el predominante, antes de determinar el comportamiento de la

velocidad de corrosión en un sistema determinado.

La relación entre las presiones parciales de CO2 y H2S, conocida como

ecuación de Kane, proporciona un indicativo que permite determinar el tipo de

corrosión predominante en un sistema:

2002

2³

SPpH

PpCO Corrosión por CO2 (6)

2002

2<

SPpH

PpCO Corrosión por H2S (7)

2.2 Corrosión en la industria petrolera

La corrosión ataca cada componente en todas las etapas en la vida de los

campos de petróleo y gas. Desde sartas de revestimientos hasta plataformas de

producción, desde el proceso de perforación hasta el abandono del pozo, la corrosión

es un problema adverso en contra de toda la alta tecnología e investigación que se

desarrolla en la industria.

El oxígeno, el cual juega un papel importante en la corrosión, normalmente no

esta presente en las formaciones productoras. Es sólo en la fase de perforación que los

fluidos de perforación (lodos) contaminados con oxigeno atacan de esta forma. Las

soluciones ácidas usadas para reducir el daño alrededor de la formación (aumentando

la permeabilidad de la misma) o para remover incrustaciones atacan el metal de forma

severa.

18

Figura 5. Comparación de velocidades de corrosión del acero. Medidas de velocidades de corrosión de acero al carbón expuesto a diferentes concentraciones de

gases como O2, CO2 y H2S disueltos en el agua. Fuente: Oilfield Review (1994). Corrosion in the oil industry. Schlumberger Magazine.

Los efectos de la corrosión sobre instalaciones y equipos industriales

producen anualmente pérdidas que llegan a cifras muy importantes, en los países

industrializados se ha valorado en el 3% del PBI.

Este porcentaje puede tomarse sobre la valoración equivalente de la industria

petrolera y del gas para llegar a una cuantificación aproximada de sus efectos

económicos. De todas las fallas que ocurren en las operaciones de la industria del gas

y del petróleo la más importante es la corrosión con el 33% de los casos como puede

verse en las tablas siguientes de un trabajo de Kermany y Harrop de BP.

19

Tipo de Falla Porcentaje (%)

Corrosión 33

Fatiga 18

Daño Mecánico 14

Fractura frágil 9

Defecto de fabricación 9

Defectos de soldadura 7

Otros 10

Tabla 2. Tipos de fallas más comunes en la Industria Petrolera.

Fuente: Kermany y Harrop (BP)

El CO2 y el H2S son las especies corrosivas más importantes y contra las

cuales es necesario actuar utilizando revestimientos que deben entonces resistir a esas

especies, a la temperatura, presión y también guardar resistencia a la abrasión y al

impacto que en una medida u otra están involucrados en la utilización de tuberías y

equipos. El CO2 y el H2S son especies químicas que están en equilibrio con las tres

fases: petróleo, agua y gas; por lo que sus cantidades en cada fase están relacionadas

pero con concentraciones diferentes dadas por las solubilidades correspondientes a

cada fase.

Entre 0.1 y 1mm/año dependerá de la vida requerida de la instalación, la

posibilidad de monitoreo, de ser reparada y de las consecuencias de la primera falla

que ocurra.

Las tuberías que transportan petróleo y gas pueden sufrir de corrosión interna

severa si transportan agua. La corrosividad variará dependiendo de varios factores

tales como la temperatura, la presión total, el contenido de CO2 y H2S en el gas, el pH

del agua, las condiciones de flujo, el uso de inhibidores químicos, etc. El espesor de

la pared de la tubería es normalmente seleccionada en las consideraciones del diseño,

en el cual se asume la presión de diseño y la perdida de espesor permitida por

corrosión. Esta pérdida de espesor esta basada en suposiciones de la corrosividad

20

durante el periodo de producción. Con el objetivo de mantener la integridad, las

tuberías son sometidas a inspección con herramientas inteligentes (cochinos) cada

cierto intervalo de tiempo. El monitoreo de la corrosión en ubicaciones fijas es usada

para evaluar la eficiencia de los inhibidores químicos y para observar el

comportamiento corrosivo del sistema.

Temperatura Propiedades protectoras

Menor a 60°C Poca protección

De 60 a 100°C Protección

Por encima de 100°C Película firme y adherente (capa estable por encima de

121°C y dominante a 250°C)

Tabla 3. Propiedades protectoras según la temperatura. Fuente: Instituto Americano

del Petróleo (API).

2.2.1 Sistemas de producción de petróleo

En general, las instalaciones de los sistemas de producción son: pozos, líneas

de flujo, estaciones de flujo, oleoductos, acueductos, gasoductos, múltiples de campo,

etc.

Dependiendo de las características del yacimiento, el hidrocarburo se puede

encontrar en diferentes fases: liquida, gaseosa y/o una mezcla de ambas. Este fluido

generalmente se encuentra acompañado de agentes no deseables como CO2, H2S,

agua libre, arena, asfaltenos, entre otros. La combinación, agua, CO2 y H2S generan

un ambiente altamente corrosivo. Adicionalmente también se pueden presentar el

problema de erosión debido a la presencia de arena que puede incrementar los daños

en varios órdenes de magnitud.

En pozos, independientemente del sistema de producción, siempre son

susceptibles a corrosión/erosión. En el caso de BES (Bombeo electro sumergible), las

partes susceptibles son los impulsores de las bombas, el separador de gas, y la

21

carcasa. En la tubería de producción, se pueden incrementar los efectos del desgaste,

debido a que éstas bombas arrastran grandes cantidades de arena (dependiendo

también de las características del yacimiento) y la impulsan a altas velocidades

produciendo fallas en equipos aguas abajo. Las BES pueden manejar grandes

caudales de flujo lo que incrementan las velocidades de flujo y por ende inducir

corrosión localizada por efectos de la alta velocidad del fluido y erosión, en las

tuberías aguas abajo de las bombas.

Para el caso de las líneas de flujo, y ductos en general, las mismas están

expuestas internamente a las mismas condiciones corrosivas del medio ambiente

mencionadas anteriormente. Adicionalmente en la parte externa se encuentran

expuestas a las condiciones corrosivas de los suelos. Ambos fenómenos deben ser

considerados al evaluar su potencial corrosivo.

En aquellos ductos cuyos flujos son bifásicos (agua/crudo) puede ocurrir una

separación de las fases (especialmente en presencia de demulsificantes) y el agua

quedar mojando la parte inferior de la tubería exponiéndola a corrosión interna

severa por los contaminantes antes mencionados, creando corrosión general y/o

picaduras.

Estaciones de flujo son igualmente expuestas a corrosión interna y externa.

En estas instalaciones, por lo general constan de tanques de almacenamiento

temporal de crudo. Los tanques, separadores, calentadores y tratadores están

expuestos a corrosión por CO2, H2S, bajo depósitos y por bacterias internamente. Los

tratadores y calentadores por lo general están recubiertos de material de aislamiento

térmico, por lo que están expuestos externamente por corrosión bajo aislamiento.

Líneas de recolección de gas, por lo general transportan un gas natural rico no

procesado y saturado en agua. Por tal motivo puede ocurrir condensación de agua e

hidrocarburos dependiendo de las condiciones hidrodinámicas y termodinámicas de

22

los fluidos durante la operación. En presencia de condensados, y debido a la

presencia del CO2 y H2S, se puede inducir problemas fuertes de corrosión interna.

2.3 Monitoreo de corrosión interna

El monitoreo de la corrosión se refiere a las medidas de corrosión llevadas a

cabo bajo condiciones de operación industrial o practicas. En la forma más simple,

este proceso puede ser descrito como la adquisición de información sobre la

velocidad de degradación de un material. Sin embargo, tal información es

generalmente de uso limitado y necesita ser convertida en información útil para ser

introducida en un programa de gerencia de corrosión.

2.3.1 Técnicas de monitoreo de corrosión interna

Un programa de control efectivo deberá incluir diversas técnicas de

monitoreo, con la premisa de que no hay una única técnica capaz de reportar toda la

información necesaria para asegurar el control de la corrosión. La medición de la

corrosión es un método cuantitativo por medio del cual la efectividad de las técnicas

de control y prevención de la corrosión pueden ser evaluadas y proveer la

retroalimentación necesaria para optimizarlas. El monitoreo permite determinar la

velocidad de corrosión de las estructuras metálicas y todos los factores que influyen

en la corrosividad del medio circundante como son: Las características del proceso, la

caracterización físico-química del sistema, las condiciones de operación y

corrosividad del ambiente.

Algunas técnicas para la medición de la corrosión pueden ser utilizadas en

línea, a través de un monitoreo constante del proceso, mientras que otras mediciones

deben ser determinadas a través de un análisis de laboratorio.

Con las técnicas para el monitoreo de la corrosión se podría:

23

1. Proveer una alarma anticipada de los daños potenciales que ocurrirían en las

estructuras de producción, de mantenerse las condiciones corrosivas existentes.

2. Estudiar la correlación de los cambios en los parámetros en el proceso y sus efectos

en la corrosividad del sistema.

3. Diagnosticar un problema de corrosión particular, identificar sus causas y los

parámetros de control de la corrosión, como la presión, temperatura, pH, caudal, etc.

4. Evaluar la efectividad de una técnica de prevención/control de la corrosión que se

haya aplicado al sistema, tales como la inhibición química.

5. Proveer información relacionada con los requerimientos de mantenimiento y

condiciones de la planta.

2.3.2 Tipos de técnicas de monitoreo

El monitoreo e inspección de la corrosión interna de sistemas de líneas se

puede llevar a cabo mediante la selección precisa e integrada de las siguientes

técnicas:

Ø Técnicas intrusivas directas

-.Técnicas Físicas

· Probeta de resistencia eléctrica (ER)

· Prueba de pérdida de peso (WL)

Cupones de corrosión

Los cupones de corrosión son usados generalmente en las pruebas de pérdida

de peso. Seleccionados apropiadamente, estos cupones proveerán estimados

cuantitativos de la rata de corrosión, así como evidencia física del tipo de corrosión

que ocurre en el ambiente del proceso. Para proveer datos reproducibles, los cupones

24

seleccionados deben tener un tamaño uniforme, forma, área de superficie y acabado

de la superficie.

Los cupones deben ser fabricados de una aleación que sea similar a la

composición del material del equipo del proceso de interés.

El método más simple y más implementado para la estimación de la corrosión

en planta y equipos es el análisis de la pérdida de peso de testigos o cupones de

muestreos. Una muestra o cupón prepesado, del metal o aleación a considerar es

introducido en el proceso, para luego ser removido después de un período de tiempo

de exposición razonable. Son usados generalmente en las pruebas de pérdida de peso.

El cupón, es entonces limpiado de todos los productos secundarios de la

corrosión y es repesado. De la pérdida de peso, haciendo uso de las siguientes

fórmulas, se calcula la pérdida de espesor (T) y el promedio de la velocidad de

corrosión en dicho período (Vcorr):

(8)

(9)

Donde:

T= Pérdida de espesor en mils (1,0 mil = 0,001 Pulg.), W1= Peso inicial del cupón

(g), W2= Peso final del cupón (g), A = Área del cupón (cm2), d = Densidad del metal

o aleación (g/cm3), D = Días de exposición (días), Vcorr = Velocidad de corrosión

(mils por año – mpy)

T = (W1 – W2) . 393,7

A . d

Vcorr = (W1 – W2) . 393,7. 365

A . d . D

25

Esta técnica no requiere del uso de procedimientos o equipos complejos.

Simplemente se requiere de un cupón apropiadamente diseñado y un montaje para el

cupón dentro de la línea (portacupón).

Figura 6. Ejemplo de un cupón y portacupón de corrosión. Fuente Fotografía tomada antes de ser instalado el cupón en campo

La ecuación para calcular la velocidad de corrosión general en un cupón es la

siguiente: (10)

donde:

p = peso inicial- peso final: miligramos, rm = densidad del metal en gramos/cm3, A:

área de exposición del cupón en plg2, t=tiempo en días, mpy = milésimas de pulgadas

por año

Beneficios de las pruebas con cupones de corrosión

· Es un principio simple y directo.

O-RING

PORTACUPON

CUPON (VISTA

LATERAL)

AISLANTE

mpy = 22,3 . p

ρm . A .t

26

· Provee especimenes para exámenes de laboratorio posteriores.

· Permite la comparación entre las diferentes aleaciones e inhibidores.

· Mide todas las formas de corrosión.

· Bajo Costo.

· Los cupones de corrosión son frecuentemente usados para investigar la

corrosión general y determinar la velocidad de corrosión basada en las

pérdidas de peso del cupón.

Duración de la exposición de los cupones

Las velocidades de corrosión raramente permanecen constantes con el tiempo.

Más frecuentemente, las velocidades de ataque tienden a disminuir como resultado de

la formación de productos adherentes e insolubles de corrosión u otras capas

protectoras originadas en el ambiente.

La prueba debería ser suficientemente larga para permitir la demostración de

la posible formación de capas protectoras naturales. Pruebas de larga duración no son

normalmente requeridas para materiales que experimentan corrosión severa, a pesar

de existir casos donde esto no se cumple.

Pruebas prolongadas son llevadas a cabo para permitir que la capa protectora

formada se rompa y ocurra el subsecuente ataque acelerado, por esta razón pruebas

llevadas a cabo durante periodos largos son considerablemente más confiables que

aquellas llevadas a cabo durante periodos cortos. Los periodos de exposición

normales frecuentemente se aproximan a 90 días. Por ejemplo, la norma ASTM G-31

recomienda un tiempo mínimo de exposición, en horas, como:

Tiempo de Exposición (Hrs) = 2000 / Vcorr esperada (mpy) (11)

27

Preparación y limpieza del cupón

La selección de la técnica apropiada para la preparación inicial de la superficie

del cupón antes de la exposición, así como su limpieza después de ser utilizado, es

un tema de crítica importancia para obtener datos confiables y satisfactorios. Tanto la

relevancia como la reproducibilidad de la medición de la pérdida de peso son muy

sensibles a la aplicación de estas técnicas, y al cuidado que con que ellos son

ejecutados.

Los métodos de acabado superficial pueden variar para un amplio rango de

aplicaciones. La limpieza hecha con arena, vidrio u otro material abrasivo, provee una

excelente superficie para la evaluación. La limpieza de los espécimen antes de ser

pesados y expuestos es necesaria para remover cualquier contaminante que pudiera

afectar los resultados de la prueba.

Esta práctica se encuentra reglamentada bajo la norma RP-0775 (NACE), G-1

y G-4 (ASTM) que detalla los procedimientos de acabado superficial y limpieza de

los cupones de pérdida de peso.

La examinación de los cupones de corrosión después de la limpieza

(decapado) y el pesado deberían revelar las formas de corrosión que pudieran ser

esperadas en el equipo hecho del material del cupón.

Pre – corrosión

La presencia de productos de corrosión u otras capas en la superficie metálica

del equipo (tubería, etc), puede afectar el acceso de constituyentes del ambiente a la

capa inferior de la superficie (donde el proceso de corrosión ocurre). En el caso de

algunas aleaciones, la pre-corrosión puede traer como consecuencia cambios de

composición en la superficie del metal.

28

Número de cupones por prueba – replicas

Consideraciones prácticas usualmente limitan el número de especimenes

replicas de cada tipo que pueden ser expuestos por cada periodo de tiempo de la

prueba. Al menos dos (02) especimenes son recomendados por razones obvias, y si

un número amplio puede ser llevado a cabo en el programa resultados más confiables

pueden ser asegurados, especialmente cuando es deseado establecer la realidad de

pequeñas diferencias en el desempeño del proceso. Para análisis estadístico, cinco

(05) replicas son recomendables.

Probablemente la gran ventaja de exponer dos especimenes de un material en

vez de solo uno esta en la detención de grandes errores, así como también en el

pesado, etc. Y no en cualquier mejora considerable en la precisión de las

observaciones (caso que ocurre cuando se instalan cinco (05) o mas muestras) que

puedan ser realizadas como el comportamiento relativo de los metales probados.

Tipos de cupones

v Cupones tipo disco (Flush Disc)

v Cupón de lámina tipo lateral (Ladder)

v Cupones tipo lámina (Strip)

Estos están disponibles en varios tamaños, pero de forma estándar, 3” x 7/8” x

1/8” (76mm x 22mm x 3mm) y 6” x 7/8” x 1/8” (152mm x 22mm x 3mm). Ambos

tamaños poseen dos agujeros para ser adjuntados al portacupón de Lámina (Strip).

Los cupones laminares son suplidos con sus aisladores de Nylon para propósitos de

montaje. Los cupones de lámina son típicamente montados por pares, y necesitan ser

orientados paralelamente a la dirección del flujo.

29

Figura 7. Láminas de 3 pulgadas, PN CO111. Cupón de corrosión tipo Strip. Fuente: Introducción al monitoreo de la corrosión. Metal Samples

Figura 8. Tipos de Cupones de Corrosión. Fuente: Introducción al monitoreo de la corrosión. Metal Samples

Montaje del cupón

Los cupones deberían estar montados de tal manera que estén seguramente

fijados y eléctricamente aislados de todo contacto con otros metales (a menos que el

propósito sea estudiar la corrosión galvánica). Los materiales de montaje y los

materiales de aislamiento (generalmente nylon o teflón) deben ser seleccionados para

ser resistentes totalmente al ambiente.

Posicionamiento y orientación del cupón

La orientación de los cupones dentro del sistema donde se desea realizar el

monitoreo debe ser consistente y uniforme en las diferentes exposiciones, con la

finalidad de hacer comparable las lecturas tomadas.

Cupón Lateral (Ladder)

Cupón Lámina (Strip)

Cupón de Disco Plano

30

Generalmente los cupones se orientan de forma paralela al flujo, debido a que

así se puede reflejar en la superficie del cupón, las mismas condiciones

experimentadas por las paredes de la tubería o contenedor. La orientación del

portacupón por lo tanto sería como lo ilustrado en la figura siguiente:

Figura 9. Posición de los cupones con respecto a la dirección del flujo. Para que el cupón una vez instalado simule las condiciones de las paredes de la tubería, se ubican

de tal forma que el flujo pase de forma tangencial a ellos. Fuente: Introducción al monitoreo de la corrosión. Metal Samples.

El posicionamiento y la profundidad de inserción del cupón es otro factor

crítico en la obtención de una información relevante. Por ejemplo, en un flujo de

varias fases, donde cada fase se presenta a un nivel diferente, se debe utilizar un

monitoreo con un portacupón de lamina tipo escalera. Esto se debe a que cada estrato

genera una corrosión diferente. Tanto como sea posible los cuellos de acceso deben

ser instalados en líneas de proceso horizontales, en posición vertical a la hora 12 de la

tubería.

Cuellos de acceso instalados en el fondo de la tubería (hora 6) presentan

tendencia a acumular partículas las cuales pueden generar resultados de monitoreo no

representativos. Estas también pueden causar el taponamiento de las roscas de los

cuellos lo cual ocasiona en el caso mas grave que el cuello sea inutilizado.

Donde cuellos de acceso a la hora 6 son la única opción de ubicación,

conexiones tipo brida pueden ser utilizadas en lugar de cuellos soldados para permitir

el reemplazo del cuello en caso de que se encuentren problemas.

Flujo

31

Los cuellos de acceso deberían ser localizados a una distancia mínima de siete

(07) diámetros de la tubería aguas abajo y mínima de tres (03) diámetros de tubería

aguas arriba de cualquier cambio de flujos causados por curvas, reductores, válvulas,

orificios de choque, termopozos, etc. En el caso donde los cuellos son instalados en

pares debe haber una distancia mínima de un (01) metro entre cada cuello.

Idealmente los cuellos de acceso deberían ser localizados a nivel del suelo o

inmediatamente adyacentes a rutas de acceso permanente.

Requerimientos generales para pruebas con cupones

Hay un número de requerimientos para una buena práctica que aplican a las

pruebas con cupones:

1. Los historiales químicos y de procesamiento del material en el cupón deben

ser conocidos.

2. El cupón debe estar positivamente identificado, usualmente por números

codificados grabados en el espécimen.

3. Los datos acerca de la prueba a un cupón específico deben estar anotados en

un libro de registros permanente.

Limitaciones de las pruebas con cupones de corrosión

· Miden solo la velocidad de corrosión promedio durante el tiempo de

exposición.

· Las pruebas no pueden ser usadas para detectar cambios rápidos en la

corrosividad de un proceso.

· No es garantizada la iniciación de la corrosión localizada antes de que los

cupones sean removidos, incluso en pruebas de duración prolongada.

· Las velocidades de corrosión solo pueden ser calculadas después de la

remoción del cupón.

32

· Periodos cortos de exposición pueden llevar a velocidades de corrosión no

representativas, especialmente para aleaciones que forman películas pasivas.

-.Técnicas Electroquímicas

· Probeta de Resistencia de polarización lineal (LPR)

· Probeta de Resistencia de polarización lineal con indicador de picadura

Ø Técnicas indirectas (Off-line)

· Conteo de hierro (IC)

· Modelos predictivos

Ø Evaluación no destructiva

· Inspección con Ultrasonido (UT)

· Inspección Instrumentada (Intelligent Pigging)

2.3.3 Criterio para seleccionar técnicas de monitoreo

Siete (07) criterios de los cuales depende la selección de una técnica, están

descritos de la siguiente forma:

o Tiempo para medidas individuales

Algunas técnicas proveen información que es efectivamente instantánea,

mientras que otras son lentas en este aspecto.

o Tipo de información obtenida

Algunas técnicas proveen una medición de la velocidad de corrosión, otras

miden la corrosión total o lo que es lo mismo el espesor remanente del elemento en

estudio, lo cual no es exactamente equivalente; otras proveen información sobre la

distribución de la corrosión sobre el régimen de corrosión.

33

o Respuesta rápida al cambio

Las técnicas las cuales no proveen una medida individual rápida son no

aplicables para sistemas donde es requerida una respuesta rápida. Sin embargo no

todas las técnicas que proveen información instantánea son capaces de dar

mediciones rápidas reales.

o Relación con el comportamiento del sistema

Muchas de las técnicas más efectivas proveen información sobre el

comportamiento de la probeta insertada dentro de la planta, lo cual no refleja

necesariamente el comportamiento de la planta misma. La información obtenida es

de hecho una medida de la corrosividad del ambiente, desde lo cual el

comportamiento del sistema puede ser inferido. Otras técnicas proveen una indicación

de la corrosión total del sistema, con poca o ninguna indicación de su distribución.

o Aplicabilidad a los ambientes

Una respuesta rápida es obtenida de forma instantánea de medidas

electroquímica las cuales requieren que el ambiente sea un electrolito; sin embargo no

es necesario un electrolito altamente conductivo, puede ser moderado tendiendo a

bajo. Medidas no-electroquímicas pueden ser usadas en ambientes gaseosos, o fluidos

no conductivos, así como también en electrolitos.

o Tipo de corrosión

La mayoría de las técnicas son muy compatibles a situaciones donde la

corrosión es general, pero algunas proveen al menos alguna información sobre

corrosión localizada.

o Dificultad en la interpretación

La interpretación de los resultados es de forma frecuente relativamente

sencilla si la técnica es usada dentro de sus limitaciones. La interpretación de los

resultados obtenidos por algunas técnicas, es sin embargo más difícil, y esto es cierto

para todas las técnicas si estas son usadas muy cerca de sus límites de aplicabilidad.

34

Técnica

Tipo Infor

m.

Resp. ráp al

cambio

Relac.

Comp Sist.

Aplicab. Ambient

Tipo Corr

Tpo med. indv.

Interpr.

Resist Eléct.

Vcorr General

Mod. Intrusiv Cualquier Gen. Instant. Normalme

nte fácil

Polariz. Lineal

Vcorr General

Rápida Intrusiv Electrolito Gen Instant. Normalme

nte fácil

Insp Visual

Distrib. del

ataque Pobre

Acces surface

Cualquier Gen.

localizada

Lento, requiere parar la planta

Fácil

Cupón de corros

Vcorr general y tipo

Pobre Intrusiv

a Cualquier

Gen. localiz

ada

Exposición Prolongada

Fácil

Ultrasonido

Espesor remane

nte Pobre

Localized on Plant

Cualquier Gen.

localizada

Instantáneo Fácil

Tabla 4. Características de las principales técnicas de monitoreo. Fuente: IPS tp-

802 2.4 Análisis de criticidad

El análisis de criticidad es una metodología que permite establecer la jerarquía

o prioridades de procesos, sistemas y equipos, creando una estructura que facilita la

toma de decisiones acertadas y efectivas, direccionando el esfuerzo y los recursos en

áreas donde sea más importante y/o necesario mejorar la confiabilidad operacional,

basado en la realidad actual. El mejoramiento de la confiabilidad operacional de

cualquier instalación o de sus sistemas y componente, está asociado con cuatro

aspectos fundamentales: confiabilidad humana, confiabilidad del proceso,

confiabilidad del diseño y la confiabilidad del mantenimiento.

Criticidad = Consecuencia x Probabilidad de falla (12)

Criticidad = ((Nivel Producción x TPPR x Impacto Prod) + Costo Rep. + Imp.

Seguridad + Imp. Ambiental) x IPF (13)

35

IPFi = (%AySi x (Ponderación %AyS) / (Valor Max %AyS) + (%H2Si x Ponderación

%H2S / Valor Max %H2S) + (%CO2i x Ponderación % CO2 / Valor Max % CO2) +

(HFi x Ponderacion HF / Valor Max HF) (14)

Donde la probabilidad de falla esta asociada al número de eventos o fallas que

presenta el sistema o proceso evaluado y, la consecuencia está referida con: el

impacto y flexibilidad operacional, los costos de reparación y los impactos en

seguridad y ambiente.

La tabla siguiente es un ejemplo de un análisis de criticidad realizado a pozos

correspondientes a PDVSA División Centro Sur Distrito Barinas, donde se muestra a

través de los colores las zonas de alta, media y baja criticidad, y los parámetros

necesarios para evaluar y caracterizar dichos pozos. El color rojo indica alta

criticidad, el amarillo mediana criticidad y el verde baja criticidad.

Líneas Puntos IPF

Nivel Prod TPPR

Imp Prod

Costo Rep.

Imp Seg

personal Imp Amb Criticidad

SIN 48 6 4 4 1 25 35 30 636

BOR 13 6 2 4 1 25 35 30 588

SSW44 6 2 2 1 3 35 30 432

S16 01 6 2 2 1 3 35 30 432

BOR 36 1 12 2 1 3 35 30 92

BOR 8 1 4 4 1 10 35 30 91

SHW6 1 9 2 1 3 35 30 86 Tabla 5. Ejemplo de análisis de criticidad para pozos de PDVSA División Centro Sur

Distrito Barinas. Fuente. Parte de los datos obtenidos del proyecto en estudio.

Las columnas de: probabilidad de falla, impacto operacional, tiempo promedio

para reparar (TPPR), costo de reparación, impacto en seguridad e impacto ambiental,

son los criterios a tomar en cuenta en el análisis. Los valores que aparecen registrados

son un ejemplo de los pesos asignados a cada sistema, establecidos según rangos

predeterminados (criterios de evaluación). La antepenúltima columna corresponde

36

con la criticidad, donde basados en una fórmula que relaciona la probabilidad de falla

por su consecuencia, lo cual estima un valor para cada sistema.

2.4.1 Criterios de evaluación de criticidades

· Frecuencia o probabilidad de falla: son las veces que falla cualquier

componente del sistema.

· Impacto operacional: es el porcentaje de producción que se afecta cuando

ocurre la falla.

· Nivel de producción manejado: es la capacidad que se deja de producir

cuando ocurre la falla.

· Tiempo promedio para reparar: es el tiempo para reparar la falla.

· Costo de reparación: costo de la falla

· Impacto en seguridad: posibilidad de ocurrencia de eventos no deseados con

daños a personas.

· Impacto ambiental: posibilidad de ocurrencia de eventos no deseados con

daños al ambiente.

En la tabla siguiente se indica la guía de criticidad con los parámetros y

puntajes para evaluar los pozos de PDVSA que se requirieron para realizar el

análisis de criticidad aplicado al capitulo V del proyecto en estudio.

37

Guía de criticidad Puntaje

1 Índice de probabilidad de falla(IPF)

0-30 1

31-42 3

43-54 4

Más de 55 6

2 Impacto operacional asociado

2.1 Nivel de producción

0 - 50 bbl/día 1

51 - 150bbl/día 2

151 - 250bbl/día 4

251 - 400bbl/día 6

401 – 1000bbl/día 9

Más de 1000bbl/día 12

2.2 Tiempo promedio para reparar (TPPR)

Menos de 12 horas 1

Entre 12 y 24 horas 2

Entre 24 y 36 horas 4

Más de 36 horas 6

2.3 Impacto en producción

No afecta Producción 0,05

0 - 25% Impacto 0,3

26% - 50% Impacto 0,5

51% - 75% Impacto 0,8

76% - 100% Impacto 1

2.4 Costo de reparación

Menos de 9,5 MMBs 3

Entre 9,5 y 19 MMBs 5

Entre 19 y 26 MMBs 10

Más de 26 MMBs 25

2.5 Impacto en la seguridad personal (Cualquier tipo de daño, heridas, fatalidad)

Si 35

No 0

2.6 Impacto ambiental (Daños a instalaciones y a terceros)

Si 30

No 0

Tabla 6. Guía de Criticidad. Fuente: Análisis de Criticidad. Gerencia de

Mantenimiento PDVSA

38

2.5 Teorema de Pareto

El principio de Pareto es también conocido como la regla del 80-20 y recibe

este nombre en honor a Vilfredo Pareto, quien lo enunció por primera vez.

Pareto enunció el principio basándose en el denominado conocimiento

empírico. Observó que la gente en su sociedad se dividía naturalmente entre los

«pocos de mucho» y los «muchos de poco»; se establecían así dos grupos de

proporciones 80-20 tales que el grupo minoritario, formado por un 20% de población,

ostentaba el 80% de algo y el grupo mayoritario, formado por un 80% de población,

el 20% de ese mismo algo.

Figura 10. Teorema de Pareto de equipos a realizar análisis de criticidad.

Fuente. Publicación periódica gerencia de mantenimiento PDVSA

39

El diagrama facilita el estudio comparativo de numerosos procesos dentro de

las industrias o empresas comerciales, así como fenómenos sociales o naturales, como

se puede ver en el ejemplo de la gráfica al principio del artículo.

Hay que tener en cuenta que tanto la distribución de los efectos como sus

posibles causas no es un proceso lineal sino que el 20% de las causas totales hace que

sean originados el 80% de los efectos.

Con el diagrama de Pareto y los parámetros utilizados en la tabla 6 se llevara a

cabo el proceso de selección de los pozos que resultaron altamente críticos,

medianamente críticos y bajamente críticos.