UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES

FACULTAD DE INGENIERIA

CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA

PROYECTO DE GRADO

�ESTUDIO Y APLICACIÓN DEL METODO DE EVALUACION DIRECTA DE LA CORROSION

(DA-DIRECT ASSESSMENT)PARA EL MANTENIMIENTO INTEGRAL DE GASODUCTOS�

POSTULANTE: JOSUE TARQUI SORIA TUTOR: ING. SANDALIO CHOQUE POMA

LA PAZ � BOLIVIA 2013

i

A mis padres y hermanas, por la paciencia

y el apoyo brindado durante toda mi vida universitaria.

A toda mi familia y amigos, por darme la motivación

para concluir con este trabajo.

ii

AGRADECIMIENTOS

Gracias a Dios por guiarme, iluminarme, darme la sabiduría y la fuerza

necesaria para emprender y culminar este largo camino para cumplir una de las

metas de mi vida.

A quienes desde el inicio de mi vida me llevaron por un buen camino, y

aunque es una forma mínima de agradecer por todo su esfuerzo y dedicación, y

solo quiero que sepan que todos mis logros son sus logros. Gracias a mis padres

Javier y Esther, a mis hermanas Melissa y Deyanira por el apoyo que me

brindaron durante todos mis estudios y aun en los momentos difíciles ellos

supieron como motivarme para seguir adelante.

A los que me apoyaron y confiaron en mí para lograr este objetivo, gracias a

todos mis familiares y amigos.

A una persona que es muy especial para mí pues esta me escucho, me

aconsejo y también me apoyo muchas veces. La confianza que ella me trasmitió

me ayudo muchísimo. Ella estuvo conmigo desde que inicie este trabajo. Gracias

Warita.

A la Universidad Mayor de San Andrés y en especial a la Facultad de

Ingeniería por la oportunidad, de estudiar la carrera de Ingeniería Petrolera.

Al tutor de mi proyecto de grado, el Ingeniero Sandalio Choque Poma, quien

mostró mucho interés, por su tiempo y dedicación en la asesoría del presente

trabajo y en especial por los consejos.

A los ingenieros que tomaron parte del jurado, para realizar la defensa de mi

proyecto de grado profesional, por su tiempo en la revisión de este trabajo.

JOSUE TARQUI SORIA

iii

ÍNDICE

RESUMEN EJECUTIVO xiv

CAPITULO I GENERALIDADES

1.1. Introducción 1

1.2. Antecedentes 8

1.3. Planteamiento del problema 13

1.3.1. Identificación del problema 13

1.3.2. Formulación del problema 14

1.4. Objetivos y Acciones 15

1.4.1. Objetivo general 15

1.4.2. Objetivos específicos y acciones 17

1.5. Justificación 17

1.5.1. Justificación técnica 17

1.5.2. Justificación legal 18

1.5.3. Justificación económica 19

1.6. Alcance 20

1.6.1. Alcance temático 20

1.6.2. Alcance geográfico 20

CAPITULO II INTRODUCCION Y ANTECEDENTES DEL

TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR

DUCTOS EN BOLIVIA

2.1. Importancia del transporte de Hidrocarburos 23

2.2. Tipos de transporte de Hidrocarburos 25

2.3. Transporte de Gas Natural por gasoductos en Bolivia 26

2.3.1. Balance de Gas Natural 28

2.4. Transporte de Hidrocarburos líquidos por poliductos en Bolivia 30

iv

2.5. Transporte de petróleo crudo por oleoductos en Bolivia 33

2.6. Características físicas de los gasoductos 34

2.6.1. Elementos que conforman un gasoducto 35

2.6.2. Tipos de redes y tuberías de Gas 35

2.6.2.1. Sistema de recolección 35

2.6.2.2. Sistema de transmisión 36

2.6.3. Criterios operativos y de diseño 36

2.6.4. Factores que influyen en el transporte de Gas Natural por

gasoductos 36

2.6.4.1. Presión y temperatura 36

2.6.4.2. Compresibilidad del gas 37

2.6.5. Procesos que influyen en el transporte del Gas Natural por

gasoductos 37

2.6.5.1. Formación de hidratos 38

2.6.5.2. Formación de líquidos 38

2.6.5.3. Deposición de asfáltenos 39

2.6.6. Impacto ambiental de los gasoductos 39

2.6.7. Seguridad industrial en el transporte de hidrocarburos 41

CAPITULO III PRINCIPIOS Y FUNDAMENTOS DE

CORROSION EN DUCTOS

3.1. Definición 43

3.2. Corrosión en ductos 44

3.3. Tipos de corrosión 45

3.4. Tipos de corrosión según sus causas 49

3.4.1. Serie potencial de los metales 51

3.4.2. Corrosion galvánica � sin f.e.m. exterior aplicada 54

3.4.3. Corrosion electroquímica � con f.e.m. exterior aplicada 56

3.4.3.1. Ánodo 57

v

3.4.3.2. Cátodo 57

3.4.3.3. Electrolito 58

3.4.4. Corrosion química 60

3.4.5. Corrosión bacterial 61

3.4.6. Corrosion por heterogeneidad del metal 62

3.4.7. Corrosion por heterogeneidad del medio circundante 64

3.5. Factores que influyen en la corrosión 65

3.5.1. Clase y estado del metal 65

3.5.2. Estado de la pieza 65

3.5.3. Medio en que se encuentra 65

3.5.4. Clase de contacto entre el metal y el medio en que se encuentra 66

3.6. Mantenimiento preventivo y correctivo en ductos con corrosión. 66

3.6.1. Mantenimiento preventivo 66

3.6.2. Mantenimiento correctivo 69

3.6.2.1. Principales formas de daños en ductos 70

3.6.2.2. Criterios de reparación 72

3.6.2.3. Tipos de reparación 72

3.6.2.4. Tipos de camisa y fabricación 72

CAPITULO IV DESARROLLO DEL METODO DE

EVALUACION DIRECTA DE LA CORROSION

� DIRECT ASSESSMENT

4.1. Introducción 77

4.2. ICDA (Internal Corrosion Direct Assessment) Evaluación

directa de corrosión interna 79

4.2.1. El uso de modelos de flujo para predecir los puntos de

acumulación de líquidos 83

4.2.1.1. Los resultados del modelado de flujo 87

4.2.1.2. Utilizando los resultados de los modelos de flujo 91

vi

4.2.1.3. Procedimientos para la elección de lugares

detallados para exámenes/inspección 93

4.2.2. Diagrama de flujo ICDA 94

4.2.3. Actividades de la evaluación ICDA 94

4.2.3.1. Pre-evaluación 94

4.2.3.1.1. Recolección de datos 94

4.2.3.1.2. Evaluación de la factibilidad de uso del ICDA 96

4.2.3.1.3. Identificación de las regiones ICDA 97

4.2.3.2. Inspección Indirecta ICDA 98

4.2.3.2.1. Cálculos del modelado de flujo 99

4.2.3.2.2. Cálculo del perfil de inclinación 101

4.2.3.2.3. Selección del sitio � General 102

4.2.3.2.4. Selección del sitio � Específico 102

4.2.3.2.5. Comparación y Análisis 103

4.2.3.3. Inspección directa ICDA 104

4.2.3.3.1. Proceso de examen detallado 104

4.2.3.3.2. Otros componentes de las instalaciones 107

4.2.3.3.3. Excavación e inspección 107

4.2.3.3.4. Ensayos no destructivos (END) para determinar el espesor del

ducto 108

4.2.3.4. Post-evaluación y monitoreo 115

4.2.3.4.1. Evaluación de la efectividad del método 115

4.2.3.4.2. Re-evaluación y monitoreo continuo 115

4.2.3.5. Registros ICDA 116

4.2.3.5.1. Documentación de la Pre-evaluación 116

4.2.3.5.2. Inspección indirecta 117

4.2.3.5.3. Inspección directa 117

4.2.3.5.4. Post-evaluación 117

vii

CAPITULO V APLICACIÓN PRÁCTICA DE LA

METODOLOGÍA ICDA GASODUCTO AL

ALTIPLANO (GAA).

5.1. Metodología ICDA - Evaluación Directa de la Corrosión Interna 121

5.1.1. Pre-evaluación de la metodología ICDA 121

5.1.2. Evaluación indirecta de la metodología ICDA 122

5.1.2.1. Ángulo crítico 122

5.1.2.2. Perfil de inclinación 128

5.1.2.2.1. Comparación 129

5.1.3. Evaluación directa de la metodología ICDA 130

5.1.3.1. Excavación e inspección 132

5.1.3.1.1. Ensayos no destructivos 134

5.1.3.1.1.1. Mediciones ultrasónicas de espesor 134

5.1.3.1.1.2. Medición del espesor por radiografía 137

5.1.4. Post-evaluación de la metodología ICDA 138

5.1.5. Consideraciones especiales 139

CAPITULO VI ANÁLISIS ECONÓMICO

6.1. Análisis de costos 140

6.1.1. Costos de aplicación de la metodología de evaluación directa

ICDA 140

6.1.1.1. Costos de operación 141

6.1.1.2. Costos de mantenimiento 141

6.1.2. Evaluación económica 142

CAPITULO VII CONCLUSIONES

7.1. Conclusiones 145

7.2. Recomendaciones 147

viii

BIBLIOGRAFIA 149

ANEXOS 149

ix

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1. Efecto de la corrosión sobre el medio ambiente 2

Figura 1.2. Diferentes formas de corrosión 3

Figura 1.3. Especificaciones de calidad del gas de 70 empresas petroleras 6

Figura 1.4. Resultados de la Evaluación Directa de Corrosión Interna

(ICDA)�GSP 10

Figura 1.5. Parámetros utilizados en el análisis de la corrosión. 11

Figura 1.6. Ubicación del Gasoducto al Altiplano. 16

Figura 1.7. Red de gasoductos de Bolivia 21

Figura 1.8. Gasoducto al Altiplano (GAA) 22

Figura 2.1. Ductos en Bolivia 26

Figura 2.2. Red de gasoductos de Bolivia 27

Figura 2.3. Volumen promedio transportado � Gestión 2012. 28

Figura 2.4. Balance de Gas Natural. 30

Figura 2.5. Red de poliducto en Bolivia. 31

Figura 2.6. Red de oleoductos en Bolivia. 33

Figura 3.1. Ejemplos de corrosión generalizada y localizada. 46

Figura 3.2. Corrosión localizada. 48

Figura 3.3. Corrosión uniforme. 49

Figura 3.4. Esquema del proceso de corrosión. 59

Figura 3.5. Celda electroquímica. 59

Figura 3.6. Corrosión de heterogeneidad del metal. 64

Figura 3.7. Protección catódica sin suministro de energía eléctrica exterior

De una tubería de hierro por medio de un ánodo de magnesio. 69

Figura 3.8. Sección de una camisa forjada Plidco. 73

Figura 4.1. Reporte de incidentes en gasoductos (2005). 77

Figura 4.2. Ejemplo del régimen del mapa de flujo en una tubería

Horizontal 85

x

Figura 4.3. El esfuerzo cortante equilibra la gravedad para

determinar la acumulación de líquido. 87

Figura 4.4. Ángulos críticos para la acumulación de agua. 89

Figura 4.5. Ángulos críticos para la acumulación de agua por medio

de modelos de flujo multifásico. 89

Figura 4.6. Ángulos críticos para la acumulación de agua por medio de

modelos de flujo multifásico. Efecto de la temperatura y

el tubo de diámetro. 90

Figura 4.7. Factor F en función del ángulo crítico para la acumulación

de agua. Los valores promedio de desviación estándar. 91

Figura 4.8. Ejemplo de perfil de elevación de tuberías y la inclinación

calculada. 92

Figura 4.9. Arreglo radiográfico convencional. 112

Figura 5.1. Gasoducto al Altiplano (GAA). 119

Figura 5.2. Perfil de inclinación y elevación, con ángulos críticos

de inclinación. 130

Figura 5.3. Perfil de inclinación y elevación con puntos críticos. 131

Figura 5.4. Araña ultrasónica. 136

Figura 5.5. Generador de radiografía industrial ERESCO. 137

Figura 5.6. Medidor de espesor Ultradorr-2 Reader/Data-Logger. 139

xi

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1.1. Objetivos específicos y acciones 17

Tabla 2.1. Volumen promedio transportado y entregado de Gas Natural. 28

Tabla 2.2. Destino de la producción total de Gas Natural � 2012 29

Tabla 2.3. Volumen promedio transportado y entregado por poliductos,

por ducto. 32

Tabla 2.4. Los aspectos más importantes en transporte de hidrocarburos. 42

Tabla 3.1. Corrosión localizada. 46

Tabla 3.2. Corrosión uniforme. 49

Tabla 3.3. Corrosión combinada. 49

Tabla 3.4. Serie electroquímica de metales. 52

Tabla 3.5. Serie galvánica. 53

Tabla 3.6. Protección interior. 66

Tabla 3.7. Clasificación de defectos. 70

Tabla 3.8. Tipos de camisas. 73

Tabla 4.1. Ensayos no destructivos (END). 109

Tabla 4.2. Datos esenciales para el uso de la metodología ICDA. 116

Tabla 5.1. Especificaciones del Gasoducto al Altiplano � GAA 119

Tabla 5.2. Datos operacionales del Gasoducto al Altiplano � GAA. 121

Tabla 5.3. Especificaciones del Gasoducto al Altiplano � GAA. 127

Tabla 5.4. Puntos críticos de inspección. 131

Tabla 5.5. Puntos críticos de inspección. 134

Tabla 6.1. Consideraciones económicas. 142

Tabla 6.2. Mano de obra, costos indirectos. 142

Tabla 6.3. Mediciones ultrasónicas, costos de realización de las

inspecciones. 143

Tabla 6.4. Costos de mantenimiento, instalación de equipo especial. 144

Tabla 6.5. Costo total de la aplicación de la metodología. 144

xii

SIMBOLOGIA

API : American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo)

ASTM : American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana

para pruebas de Materiales)

Bls : Barriles.

BPD : Barriles por día

cm : Centímetro

GAA : Gasoducto al Altiplano

GSP : Gasoducto Sucre Potosí

GPS : The Global Position System (Sistema de Posicionamiento

Global)

�C : Grado Celcius

�F : Grado Fahrenheit

g/cm3 : Gramo por centímetro cúbico

ICDA : Internal Corrosion Direct Assessment (Examinación directa de

corrosión interna de ductos)

K : Kelvin

kg/cm2 : Kilogramo por centímetro cuadrado

m : metro

m2 : metro cuadrado

m3 : metro cúbico

M : Indica miles

MM : Indica millones

MCD : Metros cúbicos por día

NACE : National Association of Corrosion Engineers (Asociación

Nacional de Ingenieros en Corrosión)

NPS : Nominal pipe size (Diámetro nominal de la tubería)

OP : Presión de operación

P : Presión

Pa : Pascal

xiii

Pi : Presión interna de diseño, en kPa (lb/pulg2)

POM : Presión de operación máxima

PSI : Libras por pulgada cuadrada

plg : Pulgada

R : Constante universal de los gases (m3atm/�K mol)

SMYS : Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Cedencia

Mínimo Especificado) en kPa (lb/pulg2)

T : Temperatura

: Espesor de pared de diseño por presión interna, en mm (pulg)

tc : Espesor de pared adicional por corrosión, en mm (pulg)

tNOM : Espesor nominal, en mm (pulg)

TMD : Toneladas métricas por día

Vg : Velocidad del gas

V : Volumen

YPFB : Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

Z : Factor de compresibilidad de los gases

� : Angulo de contacto

xiv

RESUMEN EJECUTIVO

Este trabajo está enfocado a describir la metodología para

realizar el mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo en el

Gasoducto al Altiplano (GAA), el mismo que se encuentra con

defectos de corrosión interna debido a la acumulación de agentes

corrosivos en tramos muy inclinados del gasoducto, siendo afectados

por las pendientes geográficas muy pronunciadas del terreno,

ocasionando la fácil acumulación de dichos agentes.

La corrosión representa pérdidas económicas de importancia

debido a la reparación y mantenimiento, así como también daños al

medio ambiente en diferentes grados y características, siendo la

primera manifestación la fuga de gases o de líquidos.

Para estos tramos del gasoducto que se encuentran expuestos

a pendientes muy pronunciadas, se tiene un ángulo de inclinación

crítico por encima del cual nos indica los sitios en los cuales existe

acumulación de agentes corrosivos.

Todo el volumen de gas natural requerido por el departamento

de La Paz y la ciudad de El Alto es transportado por el Gasoducto al

Altiplano, el mismo que tiene una longitud total de 780 Km, con

diámetros de 6 y 10 pulgadas, el cual fue construido entre los años

1968 y 1983, teniendo un tiempo de operación de 24 y 39 años; por

tal motivo es de vital importancia realizar operaciones de

mantenimiento a todo el gasoducto, siendo el objetivo principal de el

xv

presente proyecto el realizar un Mantenimiento Integral del

Gasoducto.

El mantenimiento integral del gasoducto consiste en la

evaluación del estado estructural, basándose en la identificación del

tipo y grado de severidad de los defectos presentes en él.

Los cálculos y criterios de análisis de integridad que se

aplicarán al gasoducto dan como resulto una mejora en los

procedimientos de inspección, incremento en la confiabilidad

operativa del ducto al conocer mejor su estado físico, establecer las

condiciones de operación sin poner en riesgo su integridad mecánica.

Al mismo tiempo como resultado final de aplicar la metodología

del Mantenimiento Integral por el método de Evaluación Directa, se

obtendrá optimizar todas las actividades y programas de

mantenimiento con reducciones significativas de costos.

Página | 1

CAPITULO I

GENERALIDADES

1.1. INTRODUCCIÓN.

El principal sistema de transporte de hidrocarburos en Bolivia son los ductos,

de ellos hay instalados más de 6000 kilómetros, los hidrocarburos son transportados

a través de una geografía diversa y accidentada, siendo el principal problema las

pendientes muy pronunciadas. Cubriendo el mercado nacional y atendiendo el

mercado de exportación a la Argentina y al Brasil. Por esta red de ductos se

distribuyen: crudo, gas natural, gasolina, diesel y otra gran variedad de productos

refinados.

Debido a la no regularidad de la geografía boliviana, el transporte de estos

productos atraviesan por condiciones tanto climáticas como de terreno muy severas,

por tal razón los ductos están sometidos a cambios extremos de temperatura,

presión y elevaciones; afectando su estructura y sus propiedades, ocasionando

diferentes tipos de daños a los ductos de transporte de hidrocarburos, entre la más

importante está la corrosión; estas representan pérdidas económicas de importancia

debido a la reparación y mantenimiento, así como también daños al medio ambiente

en diferentes grados y características, siendo su primera manifestación la fuga de

gas o de líquidos.

Las consecuencias de estas fugas debido a la corrosión, dependerán de las

propiedades del fluido. Si este es combustible, ocasionará fácilmente un incendio o

la formación de una nube inflamable, con posterior explosión. Si es toxico, puede

formar una nube o simplemente difundirse en el aire, una clasificación general de los

daños al medio ambiente por corrosión se muestra en la Figura 1.1.

La corrosión es el daño que sufren los materiales por el transporte de iones

debido a la diferencia de potencial, en el material mismo o entre este y el medio que

Página | 2

lo rodea, denominándose reacción interfacial irreversible que deteriora o modifica las

propiedades de dicho material.

Figura 1.1 Efecto de la corrosión sobre el medio ambiente.

Fuente: Elaboración propia.

La corrosión produce pérdidas en las propiedades mecánicas de resistencia

del material, lo que da lugar a cambios en la geometría de las estructuras y

componentes que les hacen perder la función para las que estaban determinadas,

ocasionando:

· Pérdidas directas, debido al cambio de las estructuras corroídas.

· Perdidas indirectas, debido a la suspensión temporal y paro de los

sistemas de transporte e instalaciones.

· Perdidas de bienestar y vidas humanas.

· Perdidas de eficiencia y aumento en los costos.

La corrosión, además puede dividirse en corrosión uniforme y localizada. La

corrosión uniforme se desarrolla a una misma velocidad en toda la superficie del

material, mientras que la localizada es un ataque acelerado de una posición

superficial determinada, bebido generalmente a la separación de las zonas anódica

y catódica, originada por desigualdades de la estructura o composición del material

que se corroe o por diferencias del medio. La corrosión por picadura es un tipo

CORROSION - FUGA

Liquido Gas / Vapor Liquido / Vapor

Evaporación

Combustión

Incendio

Formación de nube

Explosión

Nube toxica

Difusión del producto toxico

V < 20 m/s

Nube inflamable

V > 20 m/s

Incendio Difusión del producto

toxico

Página | 3

especial de corrosión localizada y se define como una forma de ataque muy

localizado, de metales pasivos que da lugar a cavidades muy estrechas y profundas.

Por tal motivo, la corrosión es de mucho interés ya que la pérdida de metal

invariablemente significa una reducción en la integridad estructural del ducto y un

incremento en el riego de falla.

Dos factores muy importantes que intervienen en el proceso de corrosión son

el tipo de material y el ambiente.

Figura 1.2. Diferentes formas de corrosión

Fuente: Elaboración propia.

En Bolivia el gas es transportado íntegramente en fase gas, a través de las

redes de gasoductos. Los gasoductos son construidos de acuerdo con técnicas

normalizadas para este tipo de instalaciones, tales como las de American Estándar

Association del American Petroleum Institute (A.P.I.), cubriéndose de esta manera

las máximas condiciones de seguridad.

El ambiente incluye las condiciones que impactan la pared interna y externa

del ducto. Dado que la mayoría de los gasoductos atraviesan diferentes condiciones

ambientales, la evaluación debe permitir seleccionar o considerar apropiadamente

CORROSION

Uniforme Localizada

Atmosférica Galvánica Metales líquidos Altas temperaturas

Macroscópica Microscópica

Galvánica Erosión Agrietamiento Picadura Exfoliación Ataque selectivo

Intergranular Fractura por corrosión Bajo tensión

Página | 4

cada tipo de ambiente dentro de cada segmento de gasoducto. Así, como también

definir correctamente las variables de Presión, Temperatura y Velocidad de flujo.

Dentro de la composición del gas, para los gasoductos, los componentes del

gas que influyen en la corrosión, son el dióxido de carbono (CO2), sulfuro de

hidrogeno (H2S) y el oxigeno (O2). La cantidad de un componente en un sistema se

define por su presión parcial, que es el producto de la presión del sistema total y la

fracción moral en fase gaseosa. Por ejemplo, un sistema a 1000psi que contiene 2%

de CO2, tiene una presión parcial de CO2 de 20psi.

La forma más común de la corrosión se debe a la presencia de Dióxido de

Carbono (CO2), denominada corrosión dulce. Dentro la industria petrolera, las

normas se rigen bajo los siguientes tópicos, para el contenido de CO2 en el gas:

· Una presión parcial por encima de 30psi, por lo general indica corrosión.

· Una presión parcial de 3psi a 30psi, puede indicar corrosión.

· Una presión parcial por debajo de 3psi, generalmente se considera no

corrosivo.

Otra forma de corrosión, es el ataque de Sulfuro de Hidrógeno (H2S), que se

conoce como corrosión agria. El Sulfuro de Hidrógeno (H2S) forma un acido cuando

se disuelve en agua, acelerando la corrosión, pero en algunos casos los depósitos

de Sulfuro de Hierro puede reducir la corrosión. Sin embargo, la protección para el

Sulfuro de Hierro es poco fiable, debido a que ciertas formas de Sulfuro de Hierro

aceleran la corrosión si el electrolito penetra en la película protectora del producto

corrosivo. Un problema relacionado con este hecho, es el agrietamiento por tensión

de sulfuro (SSC - Sulfide Stress Cracking), que se produce a presiones parciales de

H2S de 0,05psi o más.

La presencia de tan solo 100ppm en volumen de oxigeno aumenta la

velocidad de corrosión en presencia de CO2 y H2S. Cuando el oxígeno está presente

junto con el sulfuro de hidrógeno, ocurre la corrosión localizada, especialmente

Página | 5

cerca de la interfase liquido-vapor. El oxigeno aumenta la velocidad de corrosión

mediante el aumento del potencial de corrosión. La velocidad de corrosión también

depende del pH del agua y tasas bajas se observa a valores de pH por encima de

61.

Las especificaciones de la calidad del gas respecto a su concentración,

varían entre todas las empresas petroleras, y los requerimientos a menudo se

cumplen. Resultados de una encuesta que se realizaron a 70 empresas se

muestran2 en la Figura 1.3:

Una evaluación completa de cómo la composición del gas afecta la corrosión

requiere la consideración de los tres gases, CO2, H2S, y O2 y sus concentraciones

relativas.

Por lo anterior, el preservar la operación de las actividades de transporte,

representa un elemento estratégico para cualquier empresa petrolera, con las

posibilidades de ahorros por reparaciones o paros no deseados.

La integridad mecánica de gasoductos involucra la intervención de distintos

métodos que buscan disminuir la ocurrencia de fallas en los mismos, estos métodos

consisten en actividades de inspección, operación y mantenimiento, los cuales

trabajan en conjunto, garantizando así el buen funcionamiento de dichos ductos.

Para controlar su efecto negativo, se efectúan estudios periódicos con las

distintas herramientas disponibles en el mercado: Inspección Interna, Evaluación

Directa, Cálculo de Velocidades de Corrosion y Protección Anticorrosiva, entre otras.

La Evaluación Directa de corrosión (D.A. por sus siglas en ingles, Direct

Assessment) es un proceso estructurado para evaluar la integridad de los ductos,

donde no son posibles o son impracticables las metodologías convencionales de la

inspección instrumentada (I.L.I., In Line Inspection) o la realización de la prueba

hidrostática (Phyd).

1 GRI 02-0057: Internal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines Methodology. 2 Boletin del Servicio Federal Energy Regulatory Commission Board (FERC BSS)

Página | 6

Figura 1.3. Especificaciones de calidad del gas de 70 empresas petroleras.

Fuente: Federal Energy Regulatory Commission Bulletin Board Service (FERC BBS).

51%

13% 4%

31% 1%

H2S [ppmv]

4

4.8

8

16

48

5%

41% 54%

CO2 [volumen%]

1

2

3

24%

2%

22% 2%

46%

4%

O2 [volumen%]

1

3

0.001

0.005

0.2

0.4

Página | 7

La Evaluación Directa de corrosión tiene el propósito de:

· Identificar todos aquellos lugares con procesos de corrosión.

· Verificar si amerita la reparación.

· Garantizar la integridad del gasoducto durante el incremento de presión.

Dentro de La Evaluación Directa de corrosión se tiene tres opciones, que son

procesos de mejora continua a través de sus aplicaciones, con las que se puede

identificar y ubicar lugares en los cuales ha ocurrido, está ocurriendo, o podrían

ocurrir procesos de corrosión:

1) ICDA (Internal Corrosion Direct Assessment) Evaluación Directa de

Corrosion Interna.

2) ECDA (External Corrosion Direct Assessment) Evaluación Directa de

Corrosion Externa de los ductos enterrados.

3) SCCDA (Stress Corrosion Cracking Direct Assessment) Evaluación

Directa de Corrosion por Fisuras debido a Esfuerzos.

Para realizar estas evaluaciones, cada metodología debe seguir 4 pasos:

1. Evaluación Previa, donde se colectan datos históricos y actuales para

determinar si es factible la metodología a usar, se definen regiones, y se

seleccionan herramientas indirectas de inspección, así como la

identificación de las diferentes técnicas que pueden ser utilizadas durante

la inspección tales como: CIS (Close Interval Survey) o Paso a paso, y

DCVG (Direct Current Voltage Gradient) o Gradiente de Voltaje de

Corriente Continua.

2. Inspección Indirecta, el objetivo es utilizar los resultados de la evaluación

previa para predecir los lugares más susceptibles donde la corrosión

interna o externa puede estar presente.

Página | 8

3. Exámenes Directos, incluye análisis de los datos de inspección indirecta

para seleccionar sitios donde se realizaran excavaciones y evaluaciones

de la superficie de la tubería. Estos datos se combinan para determinar y

evaluar el impacto de la corrosión en la tubería.

4. Evaluación Posterior, cubre el análisis de los datos colectados en los 3

procedimientos anteriores para evaluar la efectividad del proceso de

Evaluación Directa y determinar los intervalos para re-evaluaciones.3

Los gasoductos tienes muchas limitaciones mecánicas, por tal motivo las

herramientas de la Inspección en Línea I.L.I. (In Line Inspection) no pueden acceder

a algunas áreas más susceptibles a la corrosión interna. Otras técnicas de

inspección, como la radiografía y la transmisión ultrasónica, las que miden el

espesor de la pared desde el exterior de la tubería, pero requieren de excavaciones

del gasoducto enterrado. Incluso entonces, solo una pequeña parte del gasoducto

puede ser inspeccionado. Por tales motivos la Evaluación Directa es la mejor opción

en cuanto a evaluar la integridad de los gasoductos.

1.2. ANTECEDENTES.

Los incidentes de ductos de Prudhoe Bay en Alaska y más cercanos a

nosotros en la época de la capitalización nos recuerdan a diario que el concepto de

integridad es vital para el buen funcionamiento de una empresa subsidiaria, que

debe trabajar a diario en una de las geografías más ricas pero a la vez más difíciles.

YPFB Transportes S.A. en el año 2009 implemento la metodología de

Evaluación Directa de la Corrosión, por las dificultades de utilizar las metodologías

convencionales de la inspección instrumentada o la prueba hidrostática, en el

gasoducto Sucre-Potosí GSP.

Teniendo los siguientes resultados:

3 YPFB Transporte S.A. Revista trimestral Septiembre 2010

Página | 9

1) Se identificaron 3 puntos bajos críticos de la tubería de 6� donde el

producto transportado pierde capacidad de arrastre, lo que posibilitaría la

separación y acumulación de agua (el ángulo de inclinación de la tubería

es mayor que el ángulo de inclinación critico calculado). No se

identificaron puntos críticos en la tubería de 4�

2) Se tomaron valores del espesor de tubería alrededor de los puntos críticos

identificados: la medición de espesores mostro que no se tiene perdida del

metal mayor al 3%, tanto en la parte inferior como en la parte superior de

la tubería, lo que indica que no existe perdida de metal que comprometa la

integridad del ducto.

Para realizar cálculos de integridad según la norma ASME B31G (Manual

for Determining the Reamaining Strength of Corroded Pipelines), debe

existir una pérdida de metal mayor al 10%.

Según la norma ASME B31G (Manual for Determining the Reamaining

Strength of Corroded Pipelines) la profundidad de una picadura de corrosión puede

ser expresado como un porcentaje del espesor nominal de la pared de la tubería,

utilizando la siguiente ecuación:

Donde: Profundidad máxima de la zona corroída [in]

Espesor nominal de la pared de la tubería [in]

De acuerdo a la Figura 1.5:

Ecuación 1.1

Pág

ina

| 10

Figura 1.4. Resultados de la Evaluación Directa de Corrosion Interna (ICDA) � GSP.

Fuente: YPFB Transporte S.A. Revista trimestral Septiembre 2010.

Página | 11

Figura 1.5. Parámetros utilizados en el análisis de la corrosión.

Fuente: ASME B31G. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines.

Para un área corroída, que tiene una profundidad máxima de más de 10% pero

inferior al 80% del espesor nominal de la pared de la tubería, esta no debe

extenderse a lo largo del eje longitudinal de la tubería, para una distancia mayor que

la calculada a partir de la ecuación:

Donde:

Máxima extensión longitudinal permisible de la superficie corroída

[plg], puede determinarse a partir de las tablas4.

D = Diámetro exterior nominal de la tubería [plg]

, excepto que B no podrá ser superior a 4. Si la

profundidad de la corrosión es entre 10% y 17,5%, utilice B = 4.5

4 ASME B31G. Manual for Determining the Reamaining Strength of Corroded Pipelines

Ecuación 1.2

Página | 12

Para la determinación del ángulo critico, el modelo NACE SP 0206-2006 �Internal

Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carrying Normally Dry

Natural Gas�, define el ángulo critico (�critico):

Donde:

= Angulo critico sobre el cual el líquido no es transportado por el

flujo de gas.

= Densidad del líquido.

= Densidad del gas.

= Aceleración de la gravedad.

= Diámetro interior del ducto.

= Velocidad superficial del gas.

Se debe considerar el factor de compresibilidad Z en los cálculos de los

parámetros que corresponda.

La densidad del gas se calcula como:

Donde: = Densidad del gas

= Presión absoluta del flujo de gas (MPa)

= Peso molecular del gas (si se asume 100%, metano MW = 16

g/g-mol)

= Factor de compresibilidad

= Constante universal del gas [8,314 Pa-m3/g-mol/"K]

= Temperatura del flujo de gas ["K]

5 ASME B31G-1991 (The American Society of Mechanical Engineers). �Manual for Determining the

Remaining Strength of Corroded Pipelines.

Ecuación 1.3

Ecuación 1.4

Página | 13

La velocidad superficial del gas es:

Una vez calculado los ángulos críticos para las distintas condiciones

operacionales, estos se deben comparar con los distintos ángulos de inclinación del

ducto (�i):

Para todos aquellos casos en que �i � �critico, se tiene un posible punto de

acumulación de liquido6.

1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.

1.3.1. IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA.

El Gasoducto al Altiplano �GAA�, inicia en la planta de tratamiento de Rio

Grande ubicado en Santa Cruz, y finaliza en Senkata ubicado en la ciudad de El Alto

del departamento de La Paz, pasando gran parte por el departamento de

Cochabamba y Oruro, comprende una longitud total de 799 km. El Gasoducto al

Altiplano comprende lugares que son considerados no inspeccionables, debido a

que muestran una variedad de características físicas, tales como secciones

enterradas y en superficie pendientes muy pronunciadas, variación en el tipo de

revestimiento y en los niveles de corriente impresa (Protección Catódica), y en el

caso de secciones enterradas, variaciones en el acceso al ducto por el derecho de

vía. Debido a todas estas restricciones no se pueden utilizar las metodologías

convencionales como la inspección instrumentada, para el respectivo mantenimiento

integral del gasoducto, específicamente para el control de la corrosión. 6 NACE SP0206-2006. Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carrying Normally

Dry Natural Gas (ICDA)

Ecuación 1.5

Ecuación 1.6

Página | 14

La corrosión consiste en la destrucción o deterioro de un material que

reacciona con el medio ambiente. La corrosión de un metal es proceso

electroquímico debido al flujo de electrones que se intercambian entre los diferentes

componentes del sistema.

La corrosión es la principal causa de falla alrededor del mundo. Cuando un

gasoducto falla ocasiona grandes impactos en términos de pérdida de producción,

daños a la propiedad, contaminación y riesgos a vidas humanas. Además de los

costos muy altos asociados para el mantenimiento correctivo, preventivo y predictivo

de estructuras atacadas por corrosión. Existen además otros costos indirectos como

son:

· Sobre-diseño de equipos para prevenir la corrosión.

· Mantenimiento preventivo, entre ellos revestimientos.

· Paro de equipos.

· Contaminación del producto.

· Perdida de eficiencia en equipos.

· Daños a equipos adyacentes a aquel que fallo por corrosión.

Por tal motivo, la metodología más conveniente para el mantenimiento

integral de los gasoductos es la �Evaluación Directa de la Corrosion (DA � Direct

Assessment).

1.3.2. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA.

Uno de los desafíos para tener en cuenta a la hora de elaborar un plan de

integridad consiste en administrar eficientemente los recursos tecno-económicos

disponibles. Para ello, resulta necesario identificar las posibles amenazas de

integridad que pueden afectar a los gasoductos. Una muy buena clasificación,

aceptada a nivel mundial, es la que indica las normas ASME B31.47, ASME B31.88 y

7 ASME B31.4-2006 Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids.

8 ASME B31.8-1999 Gas Transmission and Distribution Piping Systems.

Página | 15

AMSE B31G9. Asimismo, es importante identificar zonas prioritarias desde el punto

de vista del avance de los fenómenos de corrosión interna y externa, atento a ser

una de las principales amenazas en los sistemas de ductos para el transporte de

hidrocarburos

La incertidumbre que se tiene acerca de la corrosión interna en ductos

expuestos, así como, la corrosión externa en ductos enterrados, es un factor

determinante al momento de evaluar la integridad de los mismos, influyendo en los

gastos necesarios para las excavaciones y reparaciones de los defectos

ocasionados por la corrosión.

1.4. OBJETIVOS Y ACCIONES.

1.4.1. OBJETIVO GENERAL.

· La Evaluación Directa de Corrosion tiene por objetivo aplicar las cuatro

etapas de la metodología: Evaluación previa, Inspección indirecta,

Exámenes directos y Evaluación posterior; para el fenómeno de

Corrosion Interina en Gasoductos, aplicado a un determinado tramo de

gasoducto.

· Esta metodología identifica y ubica lugares en los cuales ha ocurrido, está

ocurriendo, o podrían ocurrir procesos de corrosión interna o externa en

el gasoducto; de tal modo que al ser identificados y previamente

analizados, se disminuye los costos en cuanto al mantenimiento integral

del gasoducto en estudio.

9 ASME B31G-1991 Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines.

Pág

ina

| 16

Figura 1.6. Ubicación del Gasoducto al Altiplano. �GAA�

Fuente: www.ypfbtrasportes.com

Página | 17

1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS Y ACCIONES.

Tabla 1.1 Objetivos específicos y acciones.

OBJETIVOS ESPECIFICOS ACCIONES

Evaluar la corrosión interna del Gasoducto al Altiplano (GAA).

ICDA (Internal Corrosion. Direct Assessment -

Evaluación Directa de Corrosion Interna)

Pre-evaluación:

- Recopilación de datos

- Factibilidad de uso del ICDA

- Identificaciones de Regiones ICDA

Inspección Indirecta:

- Determinación del ángulo critico

- Determinación de los ángulos del ducto

- Identificación ubicaciones ICDA

Identificación ubicaciones de excavación e

Inspección Directa:

- Selección y priorización de ubicaciones

para excavación.

- Inspección indirecta.

- Respuesta.

Post-evaluación y monitoreo:

- Evaluación de la efectividad del

método.

- Re-evaluación y monitoreo continuo.

Fuente. Elaboración propia.

1.5. JUSTIFICACIÓN.

1.5.1. JUSTIFICACIÓN TÉCNICA.

En la actualidad existe una gran red de ductos terrestres para la recolección

y el transporte de hidrocarburos distribuidos a lo largo de todo el país. La seguridad

en la operación de estos sistemas es de vital importancia, por lo que, el ducto debe

ser inspeccionado, se debe evaluar la integridad y dar respuesta a esta evaluación,

utilizando métodos aceptados por la industria petrolera de tal manera que se

Página | 18

garantice la integridad mecánica del ducto durante toda la vida útil para el sistema

de transporte de hidrocarburos.

Es vital contar con la información adecuada y confiable para que se asignen

eficientemente los recursos para el desarrollo de programas efectivos para la

jerarquización, prevención, detección y mitigación, que resultarán en el

mejoramiento de la seguridad y una reducción en el número de incidentes.

Debido a este riesgo y a la importancia económica, que para la industria

petrolera tiene la corrosión en gasoductos, siendo en este caso inaccesibles o por

las dificultades de utilizar las metodologías convencionales, ha crecido el interés en

los estudios de la Evaluación Directa de Corrosion, considerándola a esta

metodología la más adecuada para su aplicación.

1.5.2. JUSTIFICACIÓN LEGAL.

El marco normativo de toda metodología o procedimiento se encuentra bajo

leyes, reglamentos y normas internacionales, las cuales se encuentran sujetas al

Reglamento para el Diseño, Construcción, Operación y Abandono de Ductos en

Bolivia (Secretaria Nacional de Energia � La Paz Julio de 1997). Título VIII,

Capítulos I � VI, así como también a las normas ASME B31G (Manual for

Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines, ASME B31.4 (Pipeline

Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids), ASME B31.8

(Gas Transmission and Distribution Piping Systems), GRI 02-0057 (Internal

Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines Methodology), NACE

SP0206-2006 (Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines

Carrying Cry Natural Gas DG-ICDA) y NACE SP0502-2002 (Pipeline External

Corrosion Direct Assessment Methodology) .

Adicionalmente a la información y procedimientos referidos en las normas

ASME y NACE anteriormente mencionadas, con referencia a la operación y

mantenimiento, se deberá contar con la siguiente información:

Página | 19

a. Información sobre materiales y equipos.

b. Procedimientos para la operación de las estaciones, control y sistemas de

obtención de datos, instrumentos y alarmas, y precauciones de seguridad

con relación a estas operaciones.

c. Descripción de las características hidráulicas del ducto.

d. Presión máxima de operación (MOP) del ducto.

e. Descripción del sistema de control de presión instalada en el ductos.

f. Descripción de las instalaciones de comunicación y su operación.

g. El equipo y procedimientos para prevención y protección contra

accidentes.

h. Descripción de los sistemas de monitoreo y prevención de corrosión

interna y externa.

i. Procedimiento de mantenimiento del ducto y de los pasos de servidumbre

(derecho de vía) del ducto.

j. Programas de vigilancia para la protección del ducto y del medio

ambiente.

k. Ubicación del ducto y una descripción de los accesos al mismo.

l. Procedimiento en casos de emergencia.

m. Descripción de las características físicas del fluido a transportarse por el

ducto.

El análisis del inciso �h� es el que se pondrá en evaluación y control, haciendo

uso de las diferentes metodologías ya expuestas, basada en los reglamentos y en

las normas vigentes.

1.5.3. JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA.

La corrosión externa e interna en ductos de hidrocarburos es un problema

casi inevitable, por tal motivo los costos asociados para el mantenimiento correctivo,

preventivo y predictivo de dichas estructuras son muy elevados; dichos costos solo

incluyen aquellos asociados con el reemplazo de equipos y la mano de obra

asociada. Existen además otros costos indirectos, tales como:

Página | 20

· Sobre-diseño de equipos para prevenir la corrosión

· Mantenimiento preventivo, entre ellos revestimientos.

· Contaminación del producto.

· Perdida de eficiencia de equipos.

· Daño a equipos adyacentes a aquel que fallo por corrosión.

· Prevención de daños al medio ambiente

El presente proyecto además de realizar estudios eficientes para el

mantenimiento de los ductos, se caracteriza por eliminar costos innecesarios, como

el exponer un ducto enterrado para realizar las mediciones físicas, obteniendo

resultados negativos a los estudios realizados.

1.6. ALCANCE.

1.6.1. ALCANCE TEMÁTICO.

Este proyecto expone básicamente el mantenimiento a gasoductos, los

cuales se distribuyen por el territorio Boliviano con puntos de alta sensibilidad ante

las eventuales fallas en la integridad mecánica del ducto, específicamente fallas por

la corrosión, con el consecuente impacto ambiental, social y económico.

El programa de supervisión y evaluación de la integridad de los ductos,

incluirá además actividades previas tales como limpieza química, calibración

geométrica del ducto, empleando equipos multicanal para este objetivo,

determinación de trazo y perfil de trayectoria del ducto empleando equipos

instrumentados GPS, ubicándolas con coordenadas geográficas con un Sistema

Global de Posicionamiento, para la rehabilitación inmediata de todas aquellas que

representen riesgo, basado en un estudio de integridad mecánica.

1.6.2. ALCANCE GEOGRÁFICO.

El transporte de hidrocarburos en Bolivia se la realiza a través de una

geografía diversa y accidentada; abarcando siete departamentos del país, pasando

por más de 90 municipios y 783 comunidades, hasta llegar al mercado interno y al

Página | 21

de exportación en Brasil, Argentina y Chile. Con un total de más de 6000km de

ductos, entre gasoductos y oleoductos. Como se muestra en la Figura 1.7.

La red de transporte de gasoductos, se divide en dos sistemas: Norte y Sur.

El sistema Norte conecta las ciudades de La Paz, Oruro, Cochabamba y Santa

Cruz, con una longitud total de 1270km. Este sistema tiene una capacidad de

transporte de 6 millones de metros cúbicos al día (MMmcd).

El sistema Sur atiende las ciudades de Sucre, Potosí y Tarija con una longitud

total aproximada de 1700km. El tramos más importante de ese sistema nace en

Yacuiba, ducto de 36 pulgadas de diámetro, 440km de longitud hasta Rio Grande

(Santa Cruz), cabecera del gasoducto Bolivia � Brasil. La capacidad de transporte

del Sistema Sur es de 7,2 MMmcd.

Figura 1.7. Red de gasoductos de Bolivia.

Fuente: YPFB Transporte S.A. Revista trimestral Septiembre 2010.

Página | 22

El Gasoducto al Altiplano �GAA�, se encuentra ubicado en los departamentos

de Santa Cruz, Cochabamba, Oruro y La Paz, con una longitud total de 799 km.

Figura 1.8. Gasoducto al Altiplano (GAA).

Fuente: YPFB Transporte S.A. Revista trimestral Septiembre 2010.

Página | 23

CAPITULO II

INTRODUCCION Y ANTECEDENTES DEL TRANSPORTE DE

HIDROCARBUROS POR DUCTOS EN BOLIVIA

El transporte de hidrocarburos es una parte fundamental dentro de las

actividades económicas del país, desarrollando distintos agentes económicos.

Siendo una actividad de servicio público y utilidad pública, constituyéndose un

eslabón fundamental en la cadena de comercialización de los hidrocarburos; por

consiguiente, dada su importancia y necesidad debe ser prestado de manera regular

y continúa, así como también, es una actividad regulada, lo cual implica que el Ente

Regulador fiscaliza, controla y en su caso aprueba, todas las actividades del

transportador.

El sistema de transporte por ductos en Bolivia, es administrado por la

empresa nacionalizada YPFB Transportes, Gas Trans Boliviano y la empresa

Transierra, siendo ellas las que mayor participación tienen en el transporte de

hidrocarburos.

2.1. IMPORTANCIA DEL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS.

En general, el transporte de hidrocarburos es el vínculo más importante entre

las operaciones de explotación y procesos de hidrocarburos; para luego llegar a los

consumidores. Siendo la base en las actividades de explotación, porque permite

llevar los productos de los pozos a las estaciones de recolección y separación.

En Bolivia, YPFB Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, es la empresa

encargada de desarrollar toda la cadena productiva de la industria petrolera, desde

la exploración, perforación, producción, transporte, refinación y la comercialización

de hidrocarburos.

En esta cadena productiva, uno de los elementos que juegan un papel

indispensable y estratégico es el transporte de los diferentes productos, ya sea el

Página | 24

petróleo crudo o gas extraídos de los pozos o sus productos derivados, obtenidos en

las diferentes refinerías y centros procesadores.

Teniendo en cuenta todas estas variables, es imprescindible contar con una

red de transporte distribuida a lo largo y ancho de nuestro territorio, pasando por

terrenos desérticos, accidentados y pendientes muy pronunciadas, así como por

poblaciones y ciudades, esto con el objetivo de satisfacer de manera oportuna el

abastecimiento interno y de exportación de hidrocarburos.

Esta red de transporte está constituida por ductos terrestres, siendo el

método más barato, seguro y eficiente, pero que requiere de mantenimiento de la

infraestructura involucrada para que cumpla al cien por ciento su finalidad.

Por su complejidad e importancia, el transporte ha sido apoyado por el sector

privado, esta participación incluye el mantenimiento de la infraestructura involucrada

en la distribución de hidrocarburos. Esta puede ser realizada por el gobierno y el

sector privado, en ambos casos existen ventajas y desventajas.

Una de las ventajas de que el sector privado realice estas actividades es la

aplicación de tecnologías de punta para garantizar la integridad de los ductos y la

desventaja es la dependencia que se crea con dicha empresa privada.

Asociado a esta necesidad de distribución de hidrocarburos se encuentra la

problemática social. La presencia de las redes de ductos en una comunidad

representa la preocupación de la comunidad por el riesgo de catástrofes causadas

por el deterioro de los ductos o por ductos clandestinos, que lamentablemente son

muy comunes en regiones donde es difícil el acceso para garantizar la integridad de

las líneas.

La construcción de un ducto supone una gran obra de ingeniería y por ello,

en muchos casos, es realizada conjuntamente por varias empresas. También

Página | 25

requiere de estudios económicos, técnicos y financieros con el fin de garantizar su

operatividad y el menor impacto posible en el medio ambiente.

2.2. TIPOS DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS.

Los fluidos producidos en campos con facilidades y/o plantas de tratamiento,

deben ser transportados hasta refinerías, plantas petroquímicas o mercados de

consumo, a través de redes de oleoductos y gasoductos.

El transporte de los productos del petróleo puede dividirse en dos etapas

generales; la primera trata del transporte del crudo desde los yacimientos a la

refinería, y la segunda, desde la refinería a los centros de distribución.10

· Petróleo: aunque todos los medios de transporte son buenos para

conducir este producto (el mar, la carretera, el ferrocarril o ductos), el

petróleo crudo utiliza mundialmente sobre todo dos medios de transporte

masivo: los oleoductos de caudal continuo y los buques petroleros de gran

capacidad. En Bolivia se emplean los oleoductos y los camiones cisternas.

· Gas Licuado de Petróleo: en nuestro país es transportado en poliductos y

en camiones cisternas especiales que resisten altas presiones.

· Gas Natural: es transportado por gasoductos.

Un ducto es una tubería para el transporte de crudo o gas natural entre dos

puntos, ya sea tierra adentro o tierra afuera. Los ductos también pueden clasificarse

de acuerdo al producto que transportan:

El oleoducto es un conducto de grandes dimensiones, provisto de estaciones

de bombas situadas de trecho en trecho, que sirve para transportar el petróleo crudo

desde los campos petrolíferos hasta las refinerías. Así como también, un oleoducto

transporta, condensado, crudo reconstituido, gasolina y GLP.

10

The Institute of Petroleum. Londres. 1963

Página | 26

Un gasoducto es una tubería de gran diámetro que sirve para transportar el

gas natural, desde el sitio donde se extrae o produce hasta los centros de

distribución, de utilización o de transformación.

El poliducto, transporta productos refinados de petróleo y GLP.

En Bolivia existe una red total de 6253 kilómetros de ductos, con un 51% de

gasoductos, 31% de oleoductos y 18% de poliductos.

Figura 2.1. Ductos en Bolivia

Fuente: Elaboración propia11.

2.3. TRANSPORTE DE GAS NATURAL POR GASODUCTOS EN BOLIVIA

El volumen de gas natural transportado durante la gestión 2012, en promedio

fue de 46,18 MMmcd, de los cuales 30,37 MMmcd corresponden al mercado de

exportación al Brasil, 8,35 MMmcd al mercado de Argentina y 7,46 MMmcd

entregados al mercado interno para generación eléctrica y los diferentes sectores de 11

Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Producción, Transporte, Refinación, Almacenaje y Comercialización de Hidrocarburos. Anuario Estadístico Gestión 2012

51%

31%

18%

Ductos

Gasoducto Oleoducto Poliducto

Página | 27

consumo que componen los departamentos que están conectados al sistema de

gasoductos en City Gate.

Figura 2.2. Red de gasoductos de Bolivia

El volumen promedio transportado durante la gestión 2012, indica que el

mercado con mayor participación es Brasil concentrando el 60% de volumen

transportado, seguido de Argentina con el 22%. Dentro el mercado interno, el

departamento con mayor volumen transportado de gas natural es Santa Cruz con el

36% del total nacional del mercado interno, seguido de Cochabamba y La Paz con

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Boletin Estadístico 2012

Página | 28

29% y 17%, respectivamente, los departamentos de Sucre, Tarija, Oruro y Potosí

representan el 2% y 6% del total nacional.

Tabla 2.1. Volumen promedio transportado y entregado de Gas Natural (en MMmcd)

EXPORTACION MERCADO INTERNO PROMEDIO

TRANSPORTADO BRASIL ARGENTINA Cbba. Or. LP. Suc. Pot. Tar.

Sta

Cruz. Otros TOTAL

2010 26,85 4,84 1,38 0,13 0,82 0,35 0,13 0,31 2,19 1,43 6,75 38,33

2011 26,48 7,45 1,36 0,14 0,96 0,38 0,13 0,33 2,44 2,01 7,34 41,68

2012 25,87 9,32 1,25 0,13 0,97 0,40 0,15 0,32 2,27 2,05 7,72 42,76

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Boletin Estadístico12

Figura 2.3. Volumen Promedio Transportado Gestión 2012

2.3.1. BALANCE DE GAS NATURAL.

Durante la gestión 2012, los volúmenes de Gas Natural entregados a ducto

en promedio fueron mayores en 13,92% a los volúmenes entregados en 2011. Los

volúmenes de gas destinado para uso de combustible y de gas convertido a líquido

12

Valores actualizados en febrero 2013

60% 22%

5% 3%

2%

0.40% 1% 0.30%

1%

5%

Brasil

Argentina

Santa Cruz

Cochabamba

La Paz

Oruro

Sucre

Potosí

Tarija

Otros

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Boletin Estadístico 2012

Página | 29

se incrementaron en 10,37% y 8,95%, respectivamente en relación a 2011.

Asimismo, el volumen promedio de Gas Natural destinado a la quema disminuyó en

40,02% y el volumen destinado al venteo se incrementó en 14,65% mientras que la

inyección de Gas Natural fue nula.

Tabla 2.2 Destino de la producción total de Gas Natural (MMmcd) 2012

DESTINO ENTREGADO

A DUCTO COMBUSTIBLE

CONVERTIDO

A LIQUIDO INYECCION QUEMA VENTEO TOTAL

2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012

ENE 37,18 38,67 0,76 0,82 0,45 0,49 - - 0,42 0,21 0,32 0,40 39,14 44,59

FEB 44,20 45,80 0,79 0,85 0,49 0,53 0,01 - 0,15 0,16 0,36 0,45 46,01 47,79

MAR 42,50 47,49 0,80 0,85 0,49 0,55 0,05 - 0,14 0,11 0,37 0,44 44,34 49,43

ABR 38,11 44,21 0,77 0,84 0,46 0,51 0,01 - 0,16 0,13 0,33 0,44 39,84 46,13

MAY 40,24 50,32 0,79 0,92 0,47 0,53 - - 0,11 0,20 0,37 0,46 41,98 52,42

JUN 45,93 47,88 0,82 0,88 0,50 0,53 - - 0,14 0,11 0,39 0,43 47,79 49,83

JUL 45,90 45,68 0,83 0,85 0,49 0,52 - - 0,43 0,16 0,39 0,39 48,04 47,60

AGO 45,79 47,09 0,83 0,86 0,50 0,52 - - 0,17 0,43 0,40 0,40 47,69 49,30

SEP 45,49 55,48 0,81 0,95 0,51 0,58 - - 0,39 0,12 0,46 0,46 47,60 57,59

OCT 44,89 55,25 0,83 0,96 0,53 0,57 - - 0,86 0,39 0,47 0,47 47,52 57,63

NOV 44,68 56,08 0,82 0,94 0,52 0,57 - - 0,59 0,15 0,46 0,46 47,04 58,19

DIC 41,81 54,71 0,82 0,95 0,50 0,57 - - 0,29 0,15 0,45 0,45 43,83 56,83

PROM 43,06 49,05 0,81 0,89 0,49 0,54 0,01 - 0,32 0,19 0,44 0,44 45,07 51,11

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Y.P.F.B. Boletin Estadístico Gestión 2012.

En la gestión 2012, el 95,97% de la producción total de Gas Natural fue

entregado a ducto con destino al mercado interno y externo para cubrir la demanda

de los sectores eléctricos, industrial, residencial, comercial y transporte, así como la

demanda de los mercados de Brasil y Argentina.

Página | 30

El 1,74% de la producción fue destinado al uso como combustible en las

instalaciones de los campos de producción y no se registraron inyecciones en los

pozos.

Asimismo, los componentes licuables (GLP y gasolina natural) presentes en

el Gas Natural y separados en las plantas, representaron el 1,05% de la producción

total.

El 0,38% de la producción fue destinado a la quema y el 0,86% al venteo,

ambas operaciones como consecuencia, principalmente, de pruebas de producción,

intervención, terminación de pozos y por razones de seguridad en el funcionamiento

de las instalaciones de los campos de producción.

Figura 2.4. Balance de Gas Natural.

2.4. TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS POR POLIDUCTOS EN

BOLIVIA.

El sistema de poliductos en el país contempla 6 ductos que conectan

diferentes departamentos en la parte sur y centro del país, los mismos alcanzan una

longitud de 1.512 kilómetros y transportan los principales productos refinados de

95.97%

1.74%

1.05%

0.00%

0.38%

0.86%

BALANCE DE GAS NATURAL

ENTREGA A DUCTO 95.97% COMBUSTIBLE 1.74%

CONVERTIDO A LIQUIDO1.05% INYECCION 0.00%

QUEMA 0.38% VENTEO 0.86%

Fuente: YPFB Boletin Estadístico Gestión 2012

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petróleo como ser: Gasolina Especial, Gasolina Premium, Diesel Oil, GLP, Jet Fuel y

Kerosene.

Figura 2.5. Red de poliductos en Bolivia.

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energia. Producción, transporte, refinación, almacenaje y comercialización de

Hidrocarburos. Anuario Estadístico Gestión 2012.

El volumen promedio transportado de productos refinados del petróleo, a

través del sistema de poliductos en el país, en la gestión 2012 fue de 3.434 metros

cúbicos día, utilizando el 70% de la capacidad instalada a nivel nacional, de acuerdo

al siguiente detalle.

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El poliducto OCOLP, es el que tiene mayor capacidad instalada a nivel

nacional con capacidad para transportar 1.908 metros cúbicos día. En 2012 éste

poliducto transportó en mayor cantidad: gasolina especial, GLP y diesel oil con

promedios transportados de 715, 515 y 101 mcd respectivamente; los productos jet

fuel y kerosene con 98 y 21 mcd.

Tabla 2.3. Volumen promedio transportado y entregado por Poliductos, por ducto (en mcd).

DUCTO TRAMO Cap.

Nom. (bpd)

Cap. Nom. (mcd)

CAPACIDAD ENTREGA

(m3/día) %

RECEPCION ENTREGA

OCOLP Ref. G. Villarroel �

Cochabamba

Oruro 12000 1908

344 96%

El Alto � La Paz 1489

PCPV Ref. G. Villarroel Pto. Villarroel 2000 318 237 74%

PCSZ-1 Ref. G. Elderbel �

Santa Cruz Camiri 4000 636 537 85%

PCS Camiri Ref. C.M. � Sucre 5000 795 461 58%

PSP Ref. C. M. �

Sucre Potosí 3000 477 200 42%

PVT Villamontes Tarija 15000 238 253 106%

27500 4372 3522 77%

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energia. Producción, transporte, refinación, almacenaje y comercialización de

Hidrocarburos. Anuario Estadístico Gestión 2012.

El Poliducto PCS es el segundo en la escala de mayor capacidad de

transporte, con 795 mcd. Durante el 2012, dicho poliducto transportó en mayor

proporción Gasolina Especial, GLP y Diesel Oil con 195, 140 y 100 respectivamente.

El poliducto PCSZ-1 transportó Gasolina Especial, Diesel Oil y Jet Fuel en

una cantidad de 330, 143 y 28 mcd respectivamente.

Los poliductos PSP, PCPV y PVT transportan los productos refinados acorde

al requerimiento de los departamentos conectados a los mismos y en cantidades

acordes a la capacidad de cada uno de estos.

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2.5. TRANSPORTE DE PETRÓLEO CRUDO POR OLEODUCTOS.

Los oleoductos en el sistema de transporte son aquellos ductos que

transportan petróleo crudo, condensado, gasolina, crudo reconstituido y gas licuado

de petróleo; productos intermedios de exportación.

Figura 2.6. Red de oleoductos en Bolivia.

En el país el sistema de oleoductos en Bolivia contempla 13 ductos que

conectan diferentes departamentos en la parte sur y centro del país, de los cuales

los detallados a continuación están siendo utilizados en casi el 100% de su

capacidad instalada: Camiri - Yacuiba �OCY 1�, Camiri Villamontes �OCY 2�, Chorety

- Santa Cruz �OCSZ 2� y Santa Cruz - Cochabamba �OSSA 1�.

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energia. Producción, transporte, refinación, almacenaje y comercialización de Hidrocarburos. Anuario Estadístico Gestión 2012.

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2.6. CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DE LOS GASODUCTOS.

Un gasoducto es un sistema de tuberías con diferentes componentes tales

como válvulas, bridas, accesorios, dispositivos de seguridad o alivio, etc., por medio

del cual se transporta el Gas natural. Estos gasoductos pueden ser enterrados,

aéreos, sumergidos, de recolección, o de transporte.

Los gasoductos pueden encontrarse como líneas enterradas o líneas aéreas,

dependiendo de las características del terreno, y del tipo de población de la región.

Normalmente, en un lugar de gran densidad de población no se pueden tender

ductos sobre la superficie del terreno, ya que llegan a obstruir el paso y atentan

contra la seguridad de las personas. En los terrenos rocosos vale la pena considerar

tender la línea superficialmente.

Para el terreno donde se alojan los gasoductos se ocupa un concepto de

suma importancia, denominado derecho de vía, este concepto describe el área

requerida para la construcción, operación, mantenimiento e inspección de los

sistemas para el transporte y distribución de los Hidrocarburos. El derecho de vía

constituye un problema por el crecimiento de la mancha urbana y por la falta de

legislación adecuada, que en algunas ocasiones no permiten realizar trabajos

necesarios de mantenimiento a los ductos. Es necesario garantizar que los

particulares no impidan el acceso a las instalaciones, para garantizar la integridad de

este sistema de transporte.

Las líneas enterradas trabajan en condiciones más estables de temperatura,

a comparación con las líneas aéreas, pero están expuestas al ataque corrosivo del

suelo, sin embargo, se contrarresta este efecto con procesos de recubrimiento y con

técnicas de control de corrosión. En el diseño de los gasoductos se evalúan las

condiciones que puedan causar esfuerzos mayores a los permisibles y que puedan

causar fallas al sistema. Todo ello para garantizar el mejor funcionamiento y

minimizar probabilidad de siniestros.

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Los costos de instalaciones de polines, anclajes, guías, etc., de las líneas

superficiales se compensan frente al ahorro de excavaciones, recubrimiento y

protección catódica de las líneas enterradas.

2.6.1. ELEMENTOS QUE CONFORMAN UN GASODUCTO.

· La tubería misma.

· Los caminos de acceso o mantenimiento.

· Las estaciones de recepción, de despacho, de control y las estaciones de

compresión o bombeo.

· Debido a la fricción interna y los cambios de elevación a lo largo de la línea,

se requieren estaciones de refuerzo a intervalos regulares (por ejemplo,

aproximadamente cada 70km en los gasoductos, se instalan las estaciones

de compresión a intervalos apropiados a lo largo de las líneas de

transmisión de gas para mantener la presión.

2.6.2. TIPOS DE REDES Y TUBERÍAS DE GAS.

Existen dos tipos de redes y tuberías de Gas: Sistema de recolección y

transmisión.

2.6.2.1. Sistema de recolección.

Es uno o más segmentos de gasoducto, usualmente interconectados para

conformar una red, que transporta gas desde una o más instalaciones de producción

a la salida de una planta de procesamiento de gas.

El gas es transportado desde los pozos hasta una estación de flujo. El

número de estaciones de flujo en el campo depende de la extensión geográfica del

mismo, ya que la distancia entre los pozos y sus correspondientes estaciones deben

permitir que el flujo se efectúe por la propia presión que muestran los pozos.

Además estos sistemas consisten de varias líneas quizás interconectadas de

diámetros pequeños de 4 a 8 pulgadas y presiones en el rango de 0 a 500 psia.

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2.6.2.2. Sistema de transmisión.

Es uno o más segmentos del gasoducto, usualmente interconectados para

conformar una red, que transportan gas de un sistema de recolección, desde la

salida de una planta de procesamiento, o un campo de almacenamiento, hacia un

sistema de distribución de alta o baja presión, un cliente que compra un gran

volumen, u otro campo de almacenamiento.

Se usan para transportar el gas natural, desde la estación de compresión

hasta la estación de distribución para su comercialización o procesamiento.

Requieren el uso de acero como material de construcción, ya que las tuberías son

de grandes diámetros (12 a 48 pulgadas) y presiones típicas entre 700 y 1200 psia.

2.6.3. CRITERIOS OPERATIVOS Y DE DISEÑO.

Los gasoductos, deberán ser diseñados para resistir los siguientes posibles

modos de falla, según resulta apropiado:

· Fluencia excesiva.

· Pandeo.

· Falla por fatiga.

· Fractura dúctil.

· Fractura frágil.

· Pérdida de estabilidad en sitio.

· Fractura en propagación.

· Corrosión.

· Colapso.

2.6.4. FACTORES QUE INFLUYEN EN EL TRANSPORTE DE GAS

NATURAL POR GASODUCTOS.

Para transportar Gas Natural, es necesario que se tomen en cuenta varios

factores que influyen en forma directa en el mismo, entre los más importantes se

tienen:

2.6.4.1. Presión y Temperatura.

Esta afecta de manera proporcional a la viscosidad del fluido, puesto que

al incrementar la temperatura a una presión menor a 2000psia, la viscosidad

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aumentará, debido a que las moléculas tienden a unirse y por ende el gas

opondrá más resistencia a fluir de manera eficaz por el gasoducto. De forma

contraria, si la temperatura aumenta a una presión mayor a 2000psia, la

viscosidad disminuirá. Por tal motivo, se deben controlar estos parámetros,

además de también controlar factores como: la velocidad de fluido, número de

Reynolds, factor de fricción, diámetro y espesor de la tubería, entre otros.

Además, se debe considerar que si hay un incremento exagerado de

presión, hay muchas probabilidades de que el espesor de la tubería no está

diseñado para soportar tal presión y por consiguiente, la velocidad del fluido

cambiará, afectando de igual manera el tipo de fluido (número de Reynolds), el

cual va a tender a producir líquidos, estallidos en la tubería y en casos más

graves pérdidas por cierre de la tubería. Esto, se puede reducir controlando el

calibre de la tubería, la clase o tipo de material del mismo, la manufactura, la

máxima temperatura de operación, el medio ambiente, etc., todo esto con la

finalidad de un mejor manejo del gas al ser transportado por redes y tuberías.

2.6.4.2. Compresibilidad del gas.

Este factor es muy importante debido a que la mayoría de los gasoductos

son de cientos de kilómetros de longitud y para obtener un transporte eficaz, pese

a las distancias, se requiere la compresión del gas a presiones elevadas. Esta se

puede realizar en tres etapas con la finalidad de lograr las presiones requeridas,

tomando en consideración: la presión de entrada, la presión de salida, relación de

compresión, la temperatura de entrada y de salida, y muy importante el peso

molecular del gas, para así determinar la potencia de compresión.

2.6.5. PROCESOS QUE INFLUYEN EN EL TRANSPORTE DEL GAS

NATURAL POR GASODUCTOS.

Entre los procesos que influyen en el transporte de gas natural por

gasoductos se tienen:

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2.6.5.1. Formación de hidratos.

Los hidratos son compuestos sólidos que se forman como cristales,

tomando apariencia de nieve. Se forman por una reacción entre el gas natural y el

agua con una composición de aproximadamente un 10% de hidrocarburos y un

90% de agua.

También pueden existir hidratos compuestos por dióxido de carbono,

ácido sulfúrico y agua líquida. Su gravedad específica es de 0.98 y flotan en el

agua, pero no se hunden en los hidrocarburos. La formación de hidratos en el gas

natural ocurrirá si existe agua libre y se enfría el gas por debajo de la temperatura

de formación de hidratos, llamada también �de formación de rocío�. En general se

forman a bajas temperaturas, altas presiones y altas velocidades. Estos causan

algunos problemas a la industria, entre estos están: congelamiento del gas

natural, logrando taponar la tubería y por ende reduciendo el espacio permisible

para transportar el gas, no se obtiene el punto de rocío requerido para las ventas

de gas equivalente a 7 lbs/MMPCN, corrosión de la tubería y en casos más

graves ocasionaría el reemplazo de la tubería y detención de las operaciones de

las plantas, entre otros.

Es por eso que las industrias tienen que implementar técnicas para

deshidratar el gas natural y así evitar la formación de hidratos. También se puede

evitar removiendo el agua del gas antes del enfriamiento de los hidrocarburos por

debajo de la temperatura a la cual podrían aparecer los problemas, mediante el

uso de un inhibidor que se mezcle con el agua que se ha condensado.

2.6.5.2. Formación de líquidos.

Esto ocurre cuando los componentes más pesados del gas natural

alcanzan su punto de rocío y se condensan depositándose en el interior de la

tubería. Contienen oxígeno, sulfuro de hidrógeno, sales ácidas y sustancias

corrosivas. La formación de estos ocasiona grandes pérdidas de presión,

disminución del caudal, reducción de la eficiencia de transmisión; en cuanto a los

Página | 39

equipos de medición y regulación, puede causar: mediciones inadecuadas, daños

de equipos, fugas, vibraciones, etc. Existen métodos para eliminar los líquidos en

los gasoductos, el más usado en la industria es el pig o chancho de limpieza.

2.6.5.3. Deposición de asfáltenos.

Los asfáltenos son hidrocarburos constituyentes del petróleo, de elevado

peso molecular, su estructura es amorfa, entre otras cosas. Este fenómeno ocurre

cuando se transporta por las tuberías gas asociado con petróleo, aunque

pareciera difícil porque antes de transportar el gas, este es sometido por procesos

de separación y depuración que lo hacen considerar relativamente limpio, pero

este evento se ha presenciado, posiblemente por deficiencia de los equipos de

separación y quizás por la formación de espumas en el separador, ya que todos

los crudos al ser desgasificados forman espumas, lo cual conlleva a arrastres en

las corrientes de gas; ocasionando disminución en la capacidad del sistema,

aumento en la frecuencia de limpieza en los gasoductos, atascamientos de las

herramientas de limpieza, entre otros.

2.6.6. IMPACTO AMBIENTAL DE LOS GASODUCTOS.

El impacto ambiental que producen los gasoductos, se centra en la fase

de construcción. Una vez terminada dicha fase, pueden minimizarse todos los

impactos asociados a la modificación del terreno, al movimiento de maquinaria,

entre otras consideraciones. Queda, únicamente, comprobar la efectividad de las

medidas correctivas que se haya debido tomar en función.

Los beneficios generados por el Gasoducto sobre los recursos naturales

pueden generalizarse en:

· En algunos casos, se puede considerar que los gasoductos contribuyen a la

calidad del medio ambiente porque facilitan la disponibilidad de

combustibles más limpios (p.ej., el gas con poco azufre versus el carbón

con un alto contenido de azufre) para producir energía y/o para uso

industrial. En las áreas costa afuera.

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En general los daños originados por los gasoductos sobre los recursos

naturales pueden generalizarse en:

· Los gasoductos costa afuera y cerca de la orilla afectan los recursos

acuáticos marítimos y de los deltas. Los gasoductos en tierra alta pueden

afectar los recursos de agua dulce. Dependiendo de la ubicación del

derecho de vía, la construcción de un gasoducto, en el cauce mayor de un

arroyo, río, o cerca de los arroyos, ríos, lagos puede causar impactos

importantes en la calidad del agua debido a la sedimentación y erosión.

Además, las funciones de almacenamiento de inundaciones que poseen

estos sistemas pueden ser alteradas debido a los cambios en el drenaje del

agua y la construcción de instalaciones dentro de estas extensiones de

agua.

· La construcción de gasoductos en el fondo del mar puede impactar en los

recursos marítimos y costaneros importantes (por ejemplo: arrecifes de

coral, áreas de hierba marina, entre otros), y afectar las actividades de la

pesca. Las roturas del gasoducto o derrames casuales de gas en los

terminales, afectaría, significativamente, la calidad del agua de los arroyos,

ríos, lagos, esteros y otras extensiones de agua a lo largo del derecho de

vía del gasoducto. Puede haber contaminación del agua freática debido a

estos derrames, dependiendo de su tipo y extensión y las características

hidrogeológicas del área.

· Los gasoductos largos pueden abrir las áreas naturales poco accesibles,

como las tierras silvestres, para la actividad humana (agricultura, cacería,

recreación,). Dependiendo de la tolerancia de los recursos ecológicos de

estas áreas y las características socioculturales de la población, estas

actividades pueden tener un impacto adverso.

· Las roturas y fugas, así como los desechos generados en las estaciones de

bombeo y transferencia, pueden causar, potencialmente, la contaminación

de los suelos, aguas superficiales y el agua freática. La importancia de esta

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contaminación depende del tipo y magnitud de la fuga, y el tipo y volumen

de los desechos que se generen, y el grado en el que se afecte el recurso

natural. La rotura de los gasoductos que cruzan los ríos u otras extensiones

de agua pueden causar importantes daños ambientales.

· Las fugas o roturas de los gasoductos pueden causar explosiones e

incendios. En las áreas desarrolladas, estos accidentes representan un

riesgo importante para la salud humana.

· En las áreas desarrolladas, los gasoductos pueden interferir con el uso del

suelo y desplazar la población, debido a la instalación de la tubería y las

subestaciones. Algunos tipos de actividades agrícolas pueden ser

afectadas, solamente a corto plazo, durante el periodo de construcción.

2.6.7. SEGURIDAD INDUSTRIAL EN EL TRANSPORTE DE

HIDROCARBUROS.

La seguridad industrial es sinónimo de calidad y efectividad en la

operación y alto desempeño en seguridad, salud ocupacional y ambiente.

Estos factores conducen a salvaguardar el bienestar de los trabajadores,

así como también contribuyen a elevar la competitividad, la rentabilidad y

posibilidad de supervivencia de las organizaciones. Las condiciones del entorno

en las diferentes empresas, imponen retos cada vez más elevados, lo que hace

que estas aseguren el éxito y requieren de un constante cambio y reinvención

para adaptarse al futuro. Ha existido la necesidad de lograr el compromiso del

mundo empresarial frente a compromisos de seguridad industrial, teniendo en

cuenta que el talento humano es el factor relevante para la producción de viene y

servicios.

El sector de Transportes de Hidrocarburos no está ajeno a los cambios del

mercado, siendo este el sector más importante del mercado, debido a la

naturaleza técnica de los riesgos industriales, las exigencias sobre la materia no

pueden conformarse con declaraciones de principio, bajo el lema obvio de que

todo ha de hacerse con seguridad. Hace falta descender a un detalle que esté en

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coherencia con el estado del arte de la técnica en cuestión y ello se suele escapar

del marco abordable desde el poder legislativo e, incluso, de la Administración;

por lo que es indispensable la participación de los propios técnicos en la

elaboración de normas y códigos de práctica. Ello permite aprovechar todo el

conocimiento científico-tecnológico sobre la materia y sistematizar los requisitos

de diseño, construcción, operación y eventual desmantelamiento, de tal manera

que sean guías para la buena práctica industrial relativa a esa materia. Es

importante señalar que, por lo general, las normas técnicas no tienen

obligatoriedad desde el punto de vista legal, salvo aquéllas que estén explicitadas

como parte de un reglamento que se haya promulgado como de obligado

cumplimiento. Sin embargo las normas técnicas son un elemento imprescindible

no solo para mejorar la seguridad industrial, sino para otras cuestiones

relacionadas con la productividad y la calidad. En nuestro contexto, lo que importa

es que muchas de estas normas permiten asegurar que una instalación o un

servicio se están explotando de acuerdo con el mejor conocimiento disponible en

el momento.

Tabla 2.4. Los aspectos más importantes en transportes de hidrocarburos.

DUCTOS INSTALADOS SOBRE SUPERFICIE

Los ductos de transporte y recolección que han sido instalados sobre la superficie, deberán

estar colocados sobre soportes, que no afecten su integridad estructural.

SEÑALIZACIÓN DEL SISTEMA DE DUCTOS

· Salvo condiciones especiales que lo hagan impracticable o inconveniente, el sistema

de ductos deberá ser señalizado para evitar que se ocasione daño mecánico a las

tuberías en el área de servidumbre o donde se pueda afectar la vida y propiedad de

terceros.

· La señalización se espaciará teniendo en cuenta la proximidad de los centros

poblados, carreteras y otras instalaciones que puedan ser afectadas.

Fuente. Reglamento ambiental para el sector de hidrocarburos de Bolivia.

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CAPITULO III

PRINCIPIOS Y FUNDAMENTOS DE CORROSION

EN DUCTOS

3.1. DEFINICIÓN.

Se define la corrosión, en general, como la destrucción lenta y progresiva

de un metal por la acción de un agente exterior. Uno de los factores que limitan la

vida de las piezas metálicas en servicio es el ataque químico o físico-químico que

sufren en el medio que les rodea.

La corrosión, en el caso de los metales, es el paso del metal del estado

libre al combinado mediante un proceso de oxidación. Es decir se cumple que:

MATERIAL + MEDIO = PRODUCTO DE CORROSIÓN + ENERGÍA

La corrosión es, hasta cierto punto, un proceso evolutivo, natural y, en

consecuencia, lento.

Para que un metal pase del estado libre al estado combinado, es preciso

que ceda electrones (en términos químicos que se oxide). Así, en el hierro

pueden tener lugar las transformaciones:

(De metal a ion ferroso)

(De ion ferroso a férrico)

Estas transformaciones solo tienen lugar en presencia de elementos

capaces de captar electrones (oxidantes: O2, S, Cl2, Br2, I2, H+, etc.).

Así, con el oxigeno seco, a temperatura elevada, tiene lugar la reacción:

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Con oxigeno húmedo, a la temperatura ambiente:

Mecanismo según el cual se produce el orín o herrumbre del hierro.

La corrosión causa pérdidas enormes y desgracias incalculables, debido a

accidentes producidos por la rotura de piezas debilitadas por la oxidación y la

corrosión.

3.2. CORROSIÓN EN DUCTOS.

Para el transporte de agua, gas natural, aceites y refinados de

hidrocarburos, se utilizan ductos en sus diferentes diámetros y longitudes. Siendo

esta la manera más segura de transportar hidrocarburos de un lugar a otro.

Estos ductos se pueden encontrar: enterradas o expuestas, afectadas por

las acciones atmosféricas o sumergidas en agua, los cual provoca susceptibilidad

a procesos de corrosión.

El proceso de corrosión en un ducto enterrados, aparece cuando la tierra

forma un electrolito de mayor o menor contenido en agua y sales, con

resistencias específicas que varía en función de estos contenidos, de tal manera

que será tanto más agresiva cuanto mayor contenido salino y más humedad

tenga.

La corrosión interna de los sistemas de tuberías de transporte de gas por

lo general ocurre cuando la planta de procesamiento de gas aguas arriba

(upstream) brinda producto que no cumpla con las especificaciones de calidad, ya

que sólo así es posible para el líquido (es decir, "libres"), agua (y/o en otros

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líquidos posiblemente corrosivos) para entrar en la tubería de transmisión agua

abajo (downstream).

La localización de tubos corroídos internamente es difícil debido a que el

interior de la tubería no es de fácil acceso. La mayoría de los métodos de

detección existentes requieren el acceso al interior de la tubería, ya sea para los

exámenes visuales o inspecciones en línea (I.L.I.), y una gran parte de las

tuberías no permita la inspección en línea debido a las limitaciones mecánicas.

Las técnicas de inspección, tales como la radiografía y de transmisión ultrasónica

pueden medir el espesor de la pared desde el exterior de la tubería, pero se

requiere excavación (y, a veces de limpieza) de una tubería enterrada. Incluso

entonces, sólo una pequeña zona de la tubería puede ser inspeccionada en un

momento. Por lo tanto, una evaluación directa de la probabilidad de corrosión

interna a través del conocimiento de la física de tuberías pertinentes y las

condiciones de operación mejora el funcionamiento seguro de las tuberías de gas

natural.

3.3. TIPOS DE CORROSIÓN.

Según tenga lugar el ataque corrosivo, se puede clasificar en corrosión

localizada, corrosión uniforme, corrosión localizada, o corrosión combinada.

A menudo la corrosión del metal atañe a toda la superficie, como cuando

el hierro permanece expuesto sin protección alguna a la acción de los agentes

atmosféricos: ataque generalizado más o menos uniforme.

Otro tipo de ataque, también frecuente, es el que actúa exclusivamente

sobre determinadas áreas de la superficie, y que puede conducir al fallo

prematuro de una pieza o estructura sin afectar apenas al resto (la mayor parte)

de la superficie metálica; el ataque localizado tiende a profundizar mucho más

rápidamente que la corrosión generalizada, pudiendo ser en extremo peligroso.

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Figura 3.1. Ejemplos de corrosión generalizada y localizada

Fuente: Departamento de corrosión. Manual de control de corrosión y protección catódica

A: las áreas sombreadas muestran el metal afectado por la corrosión y las áreas en blanco el metal sin afectar. B: perfiles de ataque en cada caso.

Tabla 3.1. Corrosión localizada.

CORROSION LOCALIZADA

Es aquella que tiene lugar en zonas determinadas del metal, repartidas desigualmente, y progresando

de modo irregular. El metal queda picado, terminando en general por quedar con grandes rugosidades

en su superficie. En este caso, la capacidad de deformación del metal disminuye más rápidamente de

lo que podía esperarse por la pérdida de masa. En general, cabe distinguir entre ataque localizado

como resultado de la acción de factores macroscópicos y ataque localizado sobre superficies

aparentemente homogéneas. Se clasifica en:

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Corrosión

Intergranular

Se define como un deterioro por corrosión localizada y/o adyacente a los límites

de granos por los que está compuesta una aleación. Es un tipo de corrosión que

afecta a la unión de los granos de los constituyentes de los metales, debilitando la

resistencia del conjunto de tal manera que a veces se rompen las piezas al menor

esfuerzo, sin que exteriormente se observe ninguna alteración de la superficie.

Las causas más importantes de la corrosión intergranular son la presencia de

impurezas en los límites de los granos y el enriquecimiento de uno de los

elementos aleados.

Corrosión por

picaduras

Ciertos metales y aleaciones (aluminio, acero inoxidable, etc.), que deben su

estabilidad a delgadas películas pasivadores de oxido, son los más propensos a

desarrollar picaduras. Estas se originan en las imperfecciones superficiales y en

los lugares expuestos a daño mecánico, bajo condiciones en que la película es

incapaz de regenerarse. Son especialmente susceptibles a este tipo de corrosión

las zonas mal aireadas, por ejemplo, bajo depósitos o sedimentos y dentro de

resquicios.

Corrosión

selectiva

Se presenta en las soluciones sólidas y se caracteriza porque solo se disuelve un

constituyente de la aleación. El ejemplo clásico es la descincificación de los

latones, en los que la disolución del cinc disminuye notablemente la resistencia

mecánica del metal. Se han postulado dos mecanismos básicos para explicar la

descincificación: 1) que se produzca una disolución selectiva del cinc que deje un

residuo de cobre poroso y 2) que ocurra una disolución simultanea del cinc y

cobre con deposito posterior de este elemento sobre el latón. En cualquier caso el

resultado es una masa de cobre porosa que conserva esencialmente la misma

forma geométrica que la aleación de origen.

Corrosión por

grietas

Es un tipo de ataque localizado intenso que frecuentemente ocurre dentro de

pequeñas grietas y zonas ocultas del metal expuesto a ambientes corrosivos.

Este tipo de corrosión está fuertemente asociado a la presencia de pequeños

volúmenes de soluciones estancadas en orificios y juntas en la superficie de

juntas de solape y grietas existentes por ejemplo, bajo tornillos y tuercas.

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Corrosión por

esfuerzos

Esta forma de corrosión ocurre en materiales y/o aleaciones sometidos a

esfuerzos de tensión y expuestos a determinados ambientes. Este tipo de ataque

da lugar a grietas que provocan la rotura del metal. Generalmente se originan

perpendiculares al esfuerzo aplicado. En el proceso de corrosión por esfuerzos se

distinguen claramente dos etapas: la formación de la grieta, denominado periodo

inicial, y la propagación de dicha grieta.

Corrosión por

fatiga

Ocurre bajo esfuerzos cíclicos en determinadas condiciones ambientales, dando

como resultado grietas que se propagan desde la superficie en dirección

perpendicular al esfuerzo. Además del ambiente corrosivo al que este expuesto el

material, la frecuencia de los esfuerzos cíclicos influye directamente en la

corrosión por fatiga

Corrosión por

daño de

hidrógeno

Es causada por la difusión del hidrogeno en el metal o aleación, según la

reacción: Este fenómeno provoca roturas que se propagan por la superficie del

metal.

Corrosión por

cavitación

Tiene lugar donde la velocidad es tan elevada que la presión en la corriente del

flujo es suficiente para formar burbujas de vapor de agua, que colisionan con la

superficie del metal. Este choque da lugar a un ataque en forma de picaduras

sobre la superficie del metal.

Fuente: Elaboración propia.

Figura 3.2. Corrosión localizada

Fuente: Departamento de corrosión. Manual de control de corrosión y protección catódica.

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Tabla 3.2. Corrosión uniforme.

CORROSIÓN UNIFORME

El metal adelgaza uniformemente como, por ejemplo, cuando se ataca una plancha de cobre con

ácido nítrico. La resistencia mecánica decrece proporcionalmente a la disminución de espesor. Se

caracteriza porque el espesor de la zona afectada es el mismo en toda la superficie del metal. La

resistencia de las piezas disminuye en función del espesor de la capa atacada y es posible determinar

su vida en servicio por simple medida del mismo. Con este objeto se mide la velocidad de ataque,

unas veces en gramos / metro cuadrado / día y otras en milímetros / año. Es fácil convertir una en otra

conociendo la densidad del metal corroído.

Fuente: Elaboración propia.

Figura 3.3. Corrosión Uniforme.

Fuente: Departamento de corrosión. Manual de control de corrosión y protección catódica.

Tabla 3.3. Corrosión combinada.

CORROSIÓN COMBINADA

En la práctica, casi siempre se presentan juntos ambos tipos de corrosión, la corrosión uniforme y la

corrosión localizada, si bien predomina alguno de ellos.

Fuente: Elaboración propia.

3.4. TIPOS DE CORROSIÓN SEGÚN SUS CAUSAS.

La corrosión es un fenómeno muy complejo, cuyas verdaderas causas y

forma de actuar no se han aclarado por completo.

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Actualmente, sin embargo, se admite que la corrosión se produce por dos

clases de acciones fundamentales: por acción electroquímica y por acción

exclusivamente química.

La corrosión por acción electroquímica es la que tiene lugar sobre los

metales expuestos a la atmósfera húmeda, o sumergidos en agua, o enterrados.

Este tipo de corrosión se refiere, principalmente, a los casos en que el metal es

atacado por el agente corrosivo en presencia de un electrolito. Esta clase de

corrosión puede producirse sin fuerza electromotriz exterior, constituyendo la

corrosión galvánica, y por la acción además, de una fuerza electromotriz exterior,

constituyendo la corrosión electroquímica, propiamente dicha.

La corrosión química es la producida por los ácidos y álcalis, y tiene

interés para la construcción de aparatos resistentes a la corrosión de los

productos químicos que intervienen en el proceso de fabricación.

La corrosión bioquímica, producida por bacterias, suele tener lugar en

objetos metálicos enterrados. Es específica de cada metal o aleación. Las

bacterias no atacan directamente a los metales; sin embargo, pueden estimular

reacciones que destruyen capas protectoras de la corrosión. Así, en las tuberías

de hierro, la pared interior se recubre de una fina película de hidróxido de hierro

calcáreo, que le protege, pero ciertas bacterias aerobias, como la gallionella

ferruginea, oxidando los iones ferrosos a férricos se provee de la energía

necesaria para asimilar el CO2 y formar su materia orgánica, al mismo tiempo que

disminuye el pH e impiden la formación de la película protectora, con lo que se

produce una corrosión localizada.

En tuberías enterradas, un ataque por el exterior lo puede producir la

bacteria anaerobia, vibrio desulfuricans, que reduce los sulfatos para utilizar el

oxigeno, combinándolo con el hidrogeno y suministrarle la energía necesaria.

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3.4.1. SERIE POTENCIAL DE LOS METALES.

Se ha establecido una serie que se denomina serie potencial de los

metales, asignando el valor 0 al potencial del denominado electrodo normal del

hidrogeno, que consiste en una placa de platino cubierta con negro de platino y

sumergida en ácido clorhídrico, 1,2 normal en la atmósfera saturada de hidrogeno

a la presión de 1 atmósfera.

En la serie potencial de los metales hay elementos que son positivos con

respecto al hidrógeno, es decir, que tienen mayor potencial, y el lado de la escala

en que están situados se llama �lado noble�. En el extremo contrario, que se

denomina �lado activo�, están situados los elementos de potencial negativo con

respecto al hidrogeno.

Se han obtenido las series electroquímica y galvánica. En la primera se

ordenan los metales por sus potenciales de equilibrio con relación al electrodo

normal de hidrogeno y solo da una idea grosera sobre el comportamiento frente a

la corrosión. Mejor información suministra la serie galvánica, en donde los

metales y aleaciones se han ordenado por sus potenciales de disolución con

relación al electrodo de calomelanos, al introducirlos en una solución de ClNa al

3%.

Los metales o aleaciones que figuran en cualquiera de las series con

potencial negativo es porque tienen tendencia a emitir iones positivos (se

comportan como el ánodo que, por ser positivo, repele a los iones positivos) y se

denominan anódicos; por el contrario, los que tienen potencial positivo son

catódicos (atraen a los iones positivos, como el cátodo). A este último grupo

pertenecen los metales nobles y otros resistentes a la corrosión.

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Tabla 3.4. Serie electroquímica de metales

SERIE ELECTROQUIMICA

METAL ION POTENCIAL NORMAL (VOLTIOS)

Oro Au+++ (+) 1,42

Pt Pt++ (+) 1,2

Ag Ag+ (+) 0,8

Hg (Hg2)++ (+) 0,8

Cu Cu++ (+) 0,345

H H+ 0

Pb Pb++ (-) 0,125

Sn Sn++ (-) 0,135

Ni Ni++ (-) 0,25

Cd Cd++ (-) 0,40

Fe Fe++ (-) 0,44

Cr Cr++ (-) 0,71

Zn Zn++ (-) 0,76

Al Al+++ (-) 1,67

Mg Mg++ (-) 2,34

Na Na+ (-) 2,71

K K+ (-) 2,92

Li Li+ (-) 3,02 Fuente: Departamento de corrosión. Manual de control de corrosión y protección catódica

Cuando se juntan metales distintos o se les conecta eléctricamente de

cualquier manera, se forma un par galvánico. En todo par galvánico el metal de

mayor potencial negativo es anódico con respecto al de menor potencial, que

actúa de cátodo. Siempre es el metal más anódico el que se corroe.

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Tabla 3.5. Serie galvánica de metales

SERIE GALVANICA

MEDIDA EN SOLUCION AL 3% DE ClNa POTENCIAL EN VOLTIOS

Pt (+) 0,30

Au (+) 0,22

Cr (pasivo) (+) 0,20

Acero inoxidable (18-8) (+) 0,10

Hg (electrodo de ref.) 0

Ag (-) 0,05

Cu (-) 0,18

H (-) 0,25

Ni (-) 0,27

Sn (-) 0,44

Pb (-) 0,47

Cr (activo) (-) 0,60

Fe (-) 0,65

Aleación Al-Cu (-) 0,65

Aleación Al-Cu (-) 0,74

Cd (-) 0,78

Aleación Al-Mg (-) 0,79

Zn (-) 1,06

Mg (-) 1,63

Fuente: Departamento de corrosión. Manual de control de corrosión y protección catódica

El conocimiento del potencial de electrodo es de la mayor importancia

para interpretar los mecanismos de corrosión electroquímica. Su medida permite

determinar el grado de polarización del electrodo e incluso estimar la velocidad de

corrosión metálica; conocer si un metal está en estado �activo� o �pasivo�; seguir

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la formación y rotura de películas superficiales; estudiar el efecto sobre el metal

de eventuales sustancias inhibidoras o estimuladoras de los procesos de

corrosión; establecer las regiones anódicas (en las que el metal se ataca) y las

catódicas en grandes estructuras, o entre metales diferentes en contacto, etc.

Convendría tener presente la relación de Nerst entre los potenciales de

equilibrio y la actividad o concentración efectiva de los iones metálicos en

solución (aMe z+):

Donde:

Potencial del metal a una actividad de sus iones igual a aMe z+.

Potencial normal del metal.

96.493 culombios.

Valencia de los iones.

Constante de los gases.

Aun cuando en esta expresión intervenga la actividad puede, a menudo,

sustituirse con suficiente aproximación por la simple concentración de los iones

disueltos, más fácil de determinar o de calcular.

Según dicha relación, un metal se vuelve más activo (más negativo su

potencial) al disminuir la concentración de sus cationes, por ejemplo, cuando en

el medio existen sustancias formadoras de complejos. Por el contrario, un metal

se ennoblece frente a soluciones cada vez mas concentradas de sus iones.

3.4.2. CORROSION GALVÁNICA (SIN F.E.M. EXTERIOR APLICADA).

También conocida como corrosión bimetálica. Ocurre cuando dos metales

diferentes se acoplan electrolíticamente en presencia de un ambiente corrosivo.

Ecuación 3.1

Ecuación 3.2

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Uno de ellos se corroe preferentemente mientras el otro es protegido de dicha

corrosión.

Cualquier metal se corroe cuando se acopla con otro con un potencial más

positivo o más noble en la serie galvánica. Al mismo tiempo, el metal más noble

se protege de la corrosión.

Si dos metales de distinta tensión galvánica, como el hierro y el cobre,

puestos en contacto, se sumergen en una solución de cloruro sódico, la sal se

ioniza según la ecuación:

Los iones Cl van al ánodo (positivo), formado por el hierro, al contacto con

él se descargan y lo atacan, formando cloruro ferroso.

Los iones Na+ van al cátodo (negativo), formado por el cobre, donde se

descargan y reacciona con el agua.

La sosa (Na O H) reacciona sobre el cloruro ferroso, dando hidróxido

ferroso.

El hidróxido ferroso (OH)2 Fe se oxida con el oxigeno disuelto en la

solución y se transforma en �orín�, producto muy complejo de composición

variable y cuyo constituyente fundamental es el oxido férrico hidratado Fe2 O3

H2O.

El orín es el producto típico de la corrosión del hierro.

El hidrogeno formado en el cátodo formaría una capa gaseosa alrededor

de él, que lo aislaría parando la reacción, o sea, la corrosión, si el oxigeno

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disuelto en la solución no lo quemase a medida que se forma. Por tanto, el

oxigeno tiene una doble acción: como oxidante del hidróxido ferroso y como

despolarizante del cátodo, siendo esto último de importancia capital, hasta el

punto de que la marcha de la corrosión depende de la velocidad de la

despolarización.

Metal corroído, en general, cuando estén dos metales en contacto en una

solución sufrirá la corrosión el metal de menor potencial de la serie galvánica, o

sea, el que esté más cerca del lado activo y actúe, por tanto, de ánodo.

Así, por ejemplo, si en una plancha de hierro galvanizada (recubierta de

cinc) se produce un poro en el revestimiento de cinc, este, que es el de menor

potencial, actuará de ánodo, y el hierro, de cátodo, produciéndose la corrosión en

el ánodo, es decir en el cinc.

En cambio, si en una placa de hierro estañado se produce en la película

de estaño un poro, como el hierro es de menor potencial, actuará de ánodo,

resultando afectado de corrosión.

Una circunstancia muy importante hay que tener en cuenta en la corrosión

galvánica, y es la relación entre las áreas catódicas y anódicas. Si el área del

cátodo es grande con relación al ánodo, sufrirá esta una corrosión muy intensa, y,

al revés, si el ánodo es grande con relación al cátodo, la corrosión será débil.

3.4.3. CORROSION ELECTROQUÍMICA (CON F.E.M. EXTERIOR APLICADA).

Este tipo de corrosión consiste en la formación de �pilas o celdas�

corrosivas en diversas secciones de una estructura metálica, las cuales causan

un flujo de corriente que ocasiona modificaciones o alteraciones químicas en el

metal. El proceso de la corrosión electroquímica involucra siempre la existencia

de los siguientes parámetros:

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3.4.3.1. Ánodo.

Es la porción de la superficie del metal que se corroe. Es decir, es el punto

en el cual el metal se disuelve o entra en solución

Cuando el metal se disuelve, los átomos que lo constituyen pierden

electrones y van en la solución como un ión.

Los átomos contienen igual número de protones (partículas cargadas

positivamente) y electrones (partículas cargadas negativamente). La pérdida de

electrones deja un exceso de cargas positivas y por lo tanto el ión resultante está

cargado positivamente.

La reacción química para el hierro es:

Átomo Fe Ión Fe Electrones

A esta pérdida de electrones se la llama oxidación.

El ión hierro va en solución, y los dos electrones son dejados atrás en el

metal.

3.4.3.2. Cátodo.

Es la porción de la superficie del metal que no se disuelve, pero donde

ocurren otras reacciones químicas originadas en el proceso de corrosión. Los

electrones son dejados atrás por la solución de hierro en el viaje del ánodo a

través del metal hacia el área de la superficie catódica, en donde son consumidos

por reacción con un agente oxidante presente en el agua. Este consumo de

electrones se llama reacción de oxidación:

Iones H Electrones Gas Hidrógeno

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Si el oxígeno está presente, pueden ocurrir las siguientes reacciones:

Soluciones ácidas

Soluciones Neutra y Alcalinas

Así, las reacciones del área anódica producen electrones y las reacciones

de las áreas catódicas consumen electrones.

Esta es la característica esencial de una reacción electroquímica.

Electrones son generados por una reacción química en un punto y entonces

viajan a otro punto donde son usados para otra reacción.

Se sabe que el flujo de corriente eléctrica es el paso de electrones desde

un punto a otro. Por convención se dice que el flujo de corriente eléctrica esta en

dirección opuesta al viaje del electrón. Entonces como los electrones fluyen

desde el área anódica al área catódica, el flujo de corriente eléctrica esta en

dirección opuesta, es decir del cátodo al ánodo. Recordemos que este flujo de

corriente se halla dentro del metal, razón por la que el camino metálico entre el

ánodo y el cátodo es conductor de electricidad.

3.4.3.3. Electrolito.

En lo referente al soporte de las reacciones previamente listadas y para

completar el circuito eléctrico, la superficie del metal (ambos cátodo y ánodo)

puede ser cubierta con solución eléctricamente conductiva. Dicha solución es

conocida como electrolito. El agua pura es un electrolito pobre, pero la

conductividad eléctrica puede incrementarse rápidamente con la adición de sales

disueltas. El electrolito conduce corriente desde el ánodo al cátodo. La corriente

entonces fluye atrás del ánodo a través del metal, completando el circuito. Esta

combinación ánodo, cátodo y electrolito se llama celda de corrosión.

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Figura 3.4. Esquema del proceso de corrosión

Fuente: Departamento de corrosión. Manual de control de corrosión y protección catódica

La siguiente figura es un ejemplo de la transformación electroquímica, por

la cual se produce una celda de corrosión. Uno de los métodos de protección más

eficiente contra la corrosión electroquímica es la aplicación de un sistema de

protección catódica.

Figura 3.5. Celda electrolítica

Fuente: Departamento de corrosión. Manual de control de corrosión y protección catódica

1. varilla de carbón (cátodo) 2. Envase de cinc (ánodo) 3. Electrolito 4. Dirección del flujo de corriente a través del electrolito 5. Dirección del flujo de corriente en el circuito exterior 6. flujo de electrones

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3.4.4. CORROSION QUÍMICA.

Consiste en el ataque directo de un elemento no metálico contra uno

metálico.

Ejemplos de elementos no metálicos:

· Oxígeno (O)

· Azufre (S)

· Cloro (Cl)

Ejemplos de elementos metálicos:

Principalmente metales ferrosos o a base de Hierro (Fe), que constituyen

la mayoría de las instalaciones de producción en los campos del Oriente.

El agua (H2O) es uno de los enemigos de la mayoría de los metales, ya

que uno de sus componentes es el oxígeno. Las reacciones que ocurren son:

Óxido Ferroso

Hidróxido Férrico

Sulfuro de Hierro

Cloruro Ferroso

Cloruro Férrico

Además del ataque directo de estos elementos no metálicos, la corrosión

puede ser causada por la acción de ciertas soluciones o compuestos químicos y

sales oxidantes como el Fe Cl3 (Cloruro Férrico), SO4 Cu (Sulfato de Cobre);

Sulfuros metálicos y gases Sulfhídricos tales como el SO3 H2 (Sulfato de

Hidrógeno), H2S (Sulfuro de Hidrógeno), ácidos orgánicos, CO2 (Dióxido de

carbono), el Cl NH4 (Cloruro de Amonio), etc. Los cuales tienen una corrosividad

característica o específica.

La corrosión por Oxígeno ocurre por medio de las siguientes reacciones:

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Reacción Ánodo:

Reacción Cátodo:

El oxígeno generalmente causa corrosión por picadura.

Cuando el dióxido de carbono se disuelve en el agua se forma ácido

carbónico, disminuye el pH del agua y se incrementa la corrosividad. Esta

corrosión no es como la del oxígeno, pero por lo general resulta en picadura, la

reacción es:

Dióxido de carbono + Agua Ácido carbónico

Hierro + Acido carbónico Hierro

Carbonatado + Hidrógeno

La corrosión primaria causada por la disolución del dióxido de carbono es

comúnmente llamada: �Corrosión Dulce�

El Sulfuro de Hidrógeno es muy soluble en agua y una vez disuelto se

comporta como un ácido débil, originando generalmente picadura. Al ataque

producido por H2S se lo llama: �Corrosión Agria�.

La reacción general de corrosión por H2S puede establecerse como sigue:

Los daños producidos por la corrosión en el interior de las tuberías se

deben a la acción de este fenómeno.

3.4.5. CORROSIÓN BACTERIAL.

La destrucción de un material puede ser notablemente influida por

diferentes colonias de micro-organismos que pueden iniciar o estimular la

corrosión de un metal.

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Podemos considerar que las bacterias sulfato-reductoras son los micro-

organismos que más contribuyen a la corrosión, pues se caracterizan por su

habilidad de utilizar los compuestos de azufre para su proceso metabólico,

produciendo sulfuros.

A pesar de que estas bacterias se consideran anaeróbicas, son muy

comunes en sistemas altamente aireados. La acción de las bacterias sulfato-

reductoras es semejante a la de un despolarizador en el proceso de corrosión.

Estas bacterias reducen los sulfatos a sulfuros y como en toda ecuación química

a la reducción corresponde una oxidación, tanto los ácidos orgánicos como los

hidrocarburos e hidrógeno presentes en el sistema, actuarán como materiales

oxidables, cumpliéndose la siguiente reacción.

El resultado de esta acción es la corrosión localizada (picadura). Se puede

controlar la corrosión Bacterial aireando el agua, debido a que la misma no

prospera en medios oxigenados, utilizando bactericidas y mediante aplicación de

protección catódica.

3.4.6. CORROSION POR HETEROGENEIDAD DEL METAL.

Las heterogeneidades que crean diferencias de potencial electroquímico

entre los distintos puntos de una superficie (dando origen, por tanto, a zonas

anódicas y catódicas) son múltiples, pudiendo provenir lo mismo del metal que del

electrolito en contacto con él.

Un trozo de tubería nueva insertado en un tramo de tubería vieja, puede

corroerse rápidamente, pues, en general, actuará de ánodo, y la vieja, de cátodo.

Una impureza cercana a la superficie de un metal es suficiente para iniciar

una corrosión electroquímica; la impureza hace de cátodo, y el hierro, de ánodo.

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Otra causa de corrosión es un poro en la cascarilla de laminación. Entre

esta cascarilla, que resulta catódica con respecto al hierro, y este, se produce una

pila de corrosión.

Pueden ser también causa de corrosión las tensiones internas o externas

a que quede sometido un metal, el estado de acritud después de un trabajo en

frío, el rayado de su superficie y, en general, los diversos tratamientos químicos o

térmicos, que acentúan las causas de heterogeneidad y, por consiguiente, las

causas de corrosión.

Resumiendo se puede decir que las principales heterogeneidades en las

fases metálicas son:

1. Fases dispersas en la matriz metálica de diferente composición química que

esta.

2. Partículas contaminantes de la superficie.

3. Segregaciones.

4. Uniones bimetálicas.

5. Anisotropía de los granos cristalinos.

6. Bordes de grano.

7. Dislocaciones emergentes.

8. Regiones de metal deformado en frío.

9. Discontinuidades en capas que recubren el metal.

10. Regiones de metal sometidas a tensión y deformación elástica.

La corrosión electroquímica es sensible a factores estructurales y

subestructurales.

a) Efecto de la Anisotropía cristalina.

b) Caso de bordes de grano reactivos.

c) Influencia de una partícula catódica superficial.

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d) De izquierda a derecha, ejemplos de cristal perfecto y cristales

imperfectos: dislocación en cuña y dislocación helicoidal.

Figura 3.6. Corrosión por heterogeneidad del metal

Fuente: Departamento de corrosión. Manual de control de corrosión y protección catódica

3.4.7. CORROSION POR HETEROGENEIDAD DEL MEDIO CIRCUNDANTE.

Las diferencias de temperatura, de concentración y, sobre todo, de

concentración de oxigeno, son causas muy frecuentes de corrosión.

Un caso típico del fenómeno de corrosión por heterogeneidad del medio

circundante, lo constituye la corrosión por aireación diferencial. Las partes de una

pieza menos aireadas, como, por ejemplo, los ángulos vivos, rayas profundas,

etcétera, funcionan como ánodos y son inmediatamente atacados. Esta misma

clase de corrosión es la que se produce en una pieza medio sumergida, en la que

la porción próxima a la superficie del agua y, por tanto, mas oxigenada es

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catódica, y la parte inferior, menos oxigenada, es el ánodo, que es el que se

corroe.

3.5. FACTORES QUE INFLUYEN EN LA CORROSIÓN.

Los principales factores que se deben considerar en el estudio de las

protecciones contra la oxidación y la corrosión son los siguientes:

3.5.1. CLASE Y ESTADO DEL METAL.

Evidentemente hay que tener en cuenta, en primer lugar, la clase de metal

y el estado en que se encuentra. Para esto hay que conocer su composición

química, su constitución, estructura, impurezas que contiene, procedimientos de

elaboración, tratamientos térmicos a que ha sido sometido, tratamientos

mecánicos, etc.

Las heterogeneidades químicas, estructurales y las debidas a tensiones

internas, originan pares galvánicos que aceleran la corrosión.

3.5.2. ESTADO DE LA PIEZA.

Destaca el estado de la superficie (los surcos de mecanizado, rayas,

grietas, orificios, etc., favorecen la corrosión; por el contrario, un pulido perfecto la

dificulta), su radio de curvatura y orientación con relación a la vertical, naturaleza

de las piezas en contacto y esfuerzos a que está sometida (los de tracción la

favorecen).

3.5.3. MEDIO EN QUE SE ENCUENTRA.

El ataque al metal partirá del medio en que se encuentra, y, por tanto,

cuanto mejor lo conozcamos, más fácilmente será prever la clase de corrosión

que se puede producir y los medios de evitarla. Sobre el medio conviene conocer

su naturaleza química, su concentración, el porcentaje de oxigeno disuelto, el

índice de acidez (Ph), presión, temperatura, etc.

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3.5.4. CLASE DE CONTACTO ENTRE EL METAL Y EL MEDIO EN QUE SE

ENCUENTRA.

El contacto entre el metal y el medio en que se encuentra queda definido

por la forma de la pieza, estado de la superficie, condiciones de inmersión, etc.

3.6. MANTENIMIENTO PREVENTIVO Y CORRECTIVO EN DUCTOS CON

CORROSIÓN.

El mantenimiento de ductos en Bolivia desde sus primeros años destacó

por ser realizado en gran parte por medio de administración directa, a través de

la mano calificada de su personal. Durante los años 90�s, sus administraciones

comenzaron a contemplar las ventajas de la realización de algunos trabajos de

mantenimiento por contrato, teniendo lo anterior como ventajas una menor

concentración de activos por equipos de alta especialidad con empleo

inconsistente y reducción de costos por administración.

3.6.1. MANTENIMIENTO PREVENTIVO

Las actividades preventivas son la base para conservar la integridad de

los ductos entre ellas se describen las siguientes:

Tabla 3.6. Protección interior.

PROTECCIÓN INTERIOR

La protección interior de un ducto es considerada desde la ingeniería de diseño, la cual en

algunos casos incluye el tratamiento con inhibidores de corrosión, incluyendo el suministro,

instalación y operación del equipo y accesorios necesarios, el tratamiento de fluidos antes de

entrar al ducto, incrementar la frecuencia de la limpieza interior mediante corrida de �chanchos�,

recubrimiento interior del ducto o la combinación de estos métodos. El ducto debe de diseñarse de

tal forma que el rango de velocidad del fluido varíe entre los límites que causen el menor daño por

corrosión. El rango inferior más conveniente es el que mantenga en suspensión las impurezas

evitando así la acumulación de materiales corrosivos dentro del ducto y el límite superior de la

velocidad es aquel en el cual sean mínimos los fenómenos de corrosión-erosión y cavitación.

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Es conveniente incluir trampas, venteos y drenajes en donde se acumulen los contaminantes

corrosivos y estar así en posibilidades de eliminarlos periódicamente. Cuando se tenga la

presencia de agua en el hidrocarburo se debe considerar la deshidratación del fluido, de tal forma

que el contenido de agua sea aceptable. Cuando el oxígeno sea el causante de la corrosión

interior. Se debe considerar la eliminación de aire del fluido y el sistema del ducto se diseñará de

tal forma que no haya entrada de aire. Si desde el diseño se prevé la necesidad de dosificar

inhibidores de corrosión, secuestrantes de oxígeno o bactericidas, deben incluirse los dispositivos

de dosificación necesarios. En los ductos en donde se proyecta dosificar inhibidores de corrosión

deberá incluirse desde el diseño la colocación estratégica de dispositivos para la evaluación y

control, tales como: niples, muestreadores, �carretes� testigo, probetas laterales, trampas de

líquidos, trampas de �chanchos� para emplear equipo instrumentado, etc.

Análisis

químico

Se deberán tomar muestras representativas para determinar los contaminantes

corrosivos y productos de corrosión. Si hay agua líquida en el sistema, se debe

investigar si contiene dióxido de carbono, ácido sulfhídrico, bacterias, ácidos y

cualquier otro contaminante corrosivo y la frecuencia de los análisis se fijarán de

acuerdo a las variaciones que se tengan en la calidad del fluido. Un criterio

similar se usará en el análisis de las muestras que se obtengan en las corridas

de �chanchos�.

MÉTODOS PARA EL CONTROL DE LA CORROSIVIDAD INTERIOR

Chanchos de

limpieza

La función de los chanchos de limpieza es mejorar y mantener limpia la superficie

interna de los tubos, removiendo y eliminando los contaminantes y depósitos.

Hay una gran variedad de tipos de �chanchos� en el mercado con diferentes

capacidades de limpieza, los hay de navajas, copas y cepillos, superficies

abrasiva, semi-rígido, esferas, espuma de poliuretano, etc.

Inhibidores de

corrosión

Cuando se transportan fluidos corrosivos, debe considerarse la adición de

inhibidores como una medida para mitigar la corrosión, en el mercado existen

numerosos tipos y formulaciones de inhibidores de corrosión, cada uno con

características químicas, físicas y de manejo particular, debiendo usar los

adecuados para aplicaciones específicas. La selección adecuada de un inhibidor

depende: del costo - beneficio, compatibilidad con el fluido y otros aditivos,

facilidad en el manejo, dosificación y posibilidades de que tenga efectos nocivos

en procesos posteriores. Para la selección de inhibidores también deben

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considerarse las pruebas de laboratorio, pruebas de campo, experiencia en la

industria y recomendaciones del fabricante, así como su eficiencia, grado de

solubilidad, proporción requerida de inyección, etc.

Recubrimiento

interior de

ductos

El recubrimiento interior de ductos debe considerarse como otro recurso para el

control de corrosión interior, ya que proporcionará una barrera física entre el

acero y el fluido transportado. También se considera una solución en áreas

especiales como en cabezales de estaciones o líneas de descarga de pozos de

diámetro tal que no sea factible o económico usar alguna otra técnica de control

de corrosión. El recubrimiento seleccionado deberá ser resistente al ataque del

fluido y de sus contaminantes corrosivos o inhibidores, además deberá ser

compatible con el fluido.

PROTECCIÓN EXTERIOR

La protección exterior para prevenir la corrosión en ductos enterrados se lleva a cabo mediante la

aplicación de recubrimientos anticorrosivos, complementados con sistemas de protección

catódica. Se debe poner especial atención para atenuar los efectos de corrientes extrañas y

parásitas en caso de confirmar su existencia en instalaciones tales como: trampas de �chanchos�,

estaciones de compresión y bombeo, tanques, baterías de recolección, terminales de distribución,

etc.

Protección

catódica

La protección catódica constituye el método más importante de todos los que

se han intentado para conseguir el control de la corrosión. La técnica genera

una corriente eléctrica exterior que reduce virtualmente la corrosión a cero,

pudiéndose mantener una superficie metálica en un medio corrosivo sin sufrir

deterioro durante un tiempo indefinido. El mecanismo de protección se centra

en la generación de la corriente externa suficiente que, entrando por toda la

superficie del elemento a proteger, elimina la tendencia de los iones metálicos

de éste a entrar en disolución. En la práctica se puede aplicar la protección

catódica para proteger metales como acero, cobre, plomo, latón, aceros

inoxidables y aluminio, contra la corrosión en todos los tipos de suelos, y

medios acuosos. No puede emplearse para evitar la corrosión en áreas de

metal que no están en contacto con el electrolito.

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Figura 3.7. Protección catódica sin suministro de energía eléctrica exterior de una

tubería de hierro por medio de un ánodo de magnesio

Fuente: Departamento de corrosión. Manual de control de corrosión y protección

catódica

Por ánodos de

sacrificio

La técnica consiste en añadir un ánodo cuyo potencial de reducción sea

mucho menor al del elemento a proteger, y por un simple efecto de pila

galvánica, se obtiene la protección de dicho elemento, al destruirse el ánodo

(que se sacrifica). Los ejemplos más comunes son el uso de zinc en

galvanizados, o en pinturas, o de magnesio en calderas de agua dulce, para la

protección del acero, o del acero revestido. Los metales más usados como

ánodos de sacrificio son el Zinc y el Aluminio para el agua de mar, y el

Magnesio o el Zinc para suelo o agua dulce.

Por corriente

impresa

La protección catódica por corriente impresa consiste en obtener la corriente

eléctrica (DC) de protección, a partir de una fuente externa, ya sea de un

suministro de energía eléctrica en (AC), a través de un transformador-

rectificador, o por energía fotovoltaica o eólica.

Recubrimientos

anticorrosivos

Con el fin de evitar la corrosión superficial de las tuberías, se aplican diferentes

tipos de pintura, de acuerdo con el medio ambiente al que están expuestas.

3.6.2. MANTENIMIENTO CORRECTIVO.

Con las actividades correctivas se logra restablecer la integridad de los

ductos y ampliar su vida útil. La decisión de reparar un ducto está en función de la

Fuente: Elaboración propia.

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severidad del defecto presente por lo que es necesario conocer las formas de

daño en las tuberías

3.6.2.1. Principales formas de daños en ductos.

A continuación se presentan las categorías de clasificación de defectos

típicos de las tuberías de recolección y transporte de hidrocarburos.

Tabla 3.7. Clasificación de defectos.

CLASIFICACIÓN FORMA COMENTARIO PRINCIPAL TIPO DE

DAÑOS

Por su evolución

Defectos progresivos

Son aquellos cuyas dimensiones se incrementan con el tiempo, debido a efectos ambientales, mecánicos y/o de servicio.

Corrosión uniforme, corrosión localizada, laminaciones y ampollamiento por hidrógeno.

Defectos estáticos Son defectos cuyas dimensiones no se alteran con el paso del tiempo.

Abolladuras, entallas y rayones, deformaciones y pliegues.

Por su origen.

Defectos de manufactura

Ocurren durante la fabricación del ducto.

Grietas, desalinamientos, socavaciones, falta de fusión, y la falta de penetración de la soldadura; traslapes, picaduras, incrustaciones durante el rolado, endurecimientos localizados, laminaciones e inclusiones.

Defectos causados por el servicio.

Se deben a la combinación de un material susceptible con un ambiente agresivo y en ciertos casos con esfuerzos

Corrosión uniforme y localizada, externa e interna, la fragilación por hidrógeno, agrietamiento por corrosión-esfuerzo en soldaduras y agrietamiento inducido por hidrógeno.

Defectos causados por fuerzas externas.

Se deben al contacto físico con otros objetos, así como a las presiones por movimiento de suelos, subsidencia y presiones de

Abolladuras, ralladuras, identaciones, pandeamiento y deformación.

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viento o marea.

Defectos de construcción.

Son introducidos durante la soldadura de campo.

Socavación, fusión incompleta, falta de penetración, grietas y deslineamientos.

Por su geometría.

Puntuales.

Son defectos pequeños, cuyas dimensiones (largo y ancho) son del mismo orden de magnitud que el espesor. Normalmente este tipo de defectos no degrada la resistencia del tubo y solo producen riesgo de fugas.

Axiales.

Son defectos cuyo ancho es menor al equivalente de 5 minutos técnicos de la circunferencia y su largo es al menos diez veces el ancho. Son muy sensibles a la presión y pueden producir fugas y explosiones.

Circunferenciales. Son defectos cuya dimensiones mayor esta en el ancho.

Aereales. Son aquellos cuyo largo ancho con similares y a su vez mucho mayores que el espesor.

Por su comportamiento

mecánico.

Defectos controlados por la presión

Su crecimiento y falla es impulsada por el esfuerzo circunferencial inducido por la presión interna, pudiendo suceder que fallen cuando la presión rebasa un determinado valor o bien si su tamaño es lo suficientemente grande como para fallar a la presión normal de operación.

Grietas axiales, erosión, corrosión uniforme, picaduras y cazuelas, delaminaciones escalonadas, golpes, entallas agudas, identaciones y rayas longitudinales, defectos en la costura longitudinal y bandas de inclusiones.

Defectos controlados por el esfuerzo longitudinal

Su comportamiento es el mismo que en el caso anterior, excepto que la fuerza impulsora es el esfuerzo longitudinal en el ducto.

Los defectos susceptibles do falla bajo este esfuerzo son: todo tipo de defectos cuya dimensión máxima este en la dirección circunferencial.

Defectos fugantes.

Son defectos que provocan fuga pero no ponen en riesgo de explosión o colapso al ducto.

Picaduras pequeñas y grietas cortas y profundas.

Fuente: Elaboración propia.

Página | 72

3.6.2.2. Criterios de reparación.

Generalmente para decidir cuándo se debe reparar un tramo de un ducto

se consultaba los criterios de la norma, ASME B31G, y las normas de diseño

ASME B31.4 y ASME B31.8., pero estos criterios son demasiado conservadores

ya que se basan en valores límite de crecimiento de defectos.

Actualmente la decisión de reparar un ducto está en función de la

severidad del defecto presente. Para un ducto esta decisión está basada en dos

criterios:

1. La capacidad del ducto de soportar la presión interna (su resistencia

residual)

2. La vida remanente del ducto.

Si el defecto reduce la vida remanente a un periodo menor del esperado

para la operación la reparación es necesaria.

3.6.2.3. Tipos de reparación.

Si no es posible dejar el ducto fuera de servicio, las reparaciones pueden

realizarse mediante la instalación de una envolvente circunferencial (camisa)

completa, soldada o atornillada de fábrica. Una camisa es un elemento cilíndrico

de alta resistencia mecánica y que encierra completamente la zona dañada de

una tubería, actuando como refuerzo mecánico para ayudar al ducto a soportar

las expansiones causadas por la presión de operación o como un contenedor

hermético para el caso de un tubo con fuga.

3.6.2.4. Tipos de camisa y fabricación.

Por su función sobre el tubo, los encamisados se clasifican en dos tipos

básicos:

TIPO A: Provee un refuerzo mecánico al tubo, pero no es diseñada para

contener la presión del fluido ni fugas.

Página | 73

TIPO B: Se conceptualiza como un recipiente a presión, diseñado para

contener la presión de operación del ducto en caso de fuga.

Por su concepción de diseño como contenedor de presión, las camisas

tipo B deben ser soldadas completamente al ducto, mientras que en las camisas

tipo A la soldadura circunferencial es opcional y en algunos casos es prohibido.

En la actualidad existen en el mercado numerosos tipos de camisas cuyos

diseños varían en función del material, la geometría y la forma en que se ajustan

sobre el tubo. Por el material una camisa puede ser Metálica o No metálica.

Tabla 3.8. Tipos de camisas.

TIPOS DE CAMISAS

Camisas

metálicas

Las camisas metálicas pueden ser fabricadas de acero grado tubería o incluso

forjadas en formas especiales, como las camisas de la marca Plidco, cuya forma

se muestra en la siguiente figura (Plidco es una marca comercial).

Figura 3.8. Sección de una camisa forjada Plidco.

Fuente: Evaluación de Gasoducto Mediante el análisis de integridad. Tesis profesional

presentada por Raúl Armando León Buenfil. México

Una camisa metálica puede ser diseñada para ajustarse sobre el tubo, soldarse o

atornillarse y puede ser conformada de manera especial para seguir la curvatura

del tubo o el contorno de las coronas de soldadura del tubo base. La camisa puede

ser fabricada a partir de un tubo de un diámetro un poco mayor al del tubo a

reparar, cortándose longitudinalmente a la mitad, o bien fabricadas por rolado de

placa, forja o fundición. Una camisa típica es fabricada a partir de dos mitades de

cilindro, que se colocan alrededor del tubo dañado, alineándose y uniéndose

longitudinalmente. Los códigos para recipientes a presión y sistemas de tuberías

Página | 74

requieren que la camisa sea diseñada para soportar como mínimo la presión de

diseño del ducto y deben ser de una longitud axial mínima de 4 pulgadas, no

habiendo limitante expresa para la longitud máxima. La unión de las dos mitades

de cilindro puede realizarse por soldadura o por birlos. La unión por soldadura

puede ser: longitudinal a tope (a) o mediante soldadura de una cinta de solapa (b);

o por la unión con birlos, con dos cejas a cada una de las dos mitades de cilindro

(c). La soldadura longitudinal a tope de la camisa tipo(a), es la más recomendable

para camisas tipo A colocadas en tuberías de alta presión donde el esfuerzo

circunferencial es mayor del 50% del esfuerzo de cedencia del material de

fabricación del tubo y es prácticamente obligatoria para las camisas tipo B, ya que

al ocurrir la presurización del espacio anular se inducen altos esfuerzos en los

filetes y la eficiencia de junta de la tira traslapada es muy baja.

La unión con tira traslapada tipo (b) puede aplicarse en tuberías a baja y media

presión y en camisas tipo A, ya que el esfuerzo en la camisa es solo una fracción

del esfuerzo en el tubo, reduciéndose a mayor espesor de la camisa. Durante la

instalación de una camisa metálica se puede sacar ventaja de la contracción

térmica de la soldadura longitudinal al enfriarse y lograr un mejor ajuste de la

camisa sobre el tubo. Esto se consigue con una secuencia adecuada de

soldadura. Lo más recomendable es tener dos soladores soldando

simultáneamente a cada lado de la camisa. Si se tiene un solo soldador, este

puede alternar pases a cada lado de la camisa.

Camisas no

metálicas

Las camisas no metálicas son fabricadas por lo general de una cinta de material

compuesto de fibras de alta resistencia contenidas en un polímero. El material

compuesto más frecuentemente usado es la fibra de vidrio en resina epóxica o de

poliuretano. La cinta se aplica como un vendaje sobre el tubo, con la ayuda de un

pegamento, con o sin tensión durante el enrollado. El material de la matriz del

compuesto puede estar ya endurecido o ser activado durante la colocación.

Cuando la resina y el pegamento endurecen, la camisa prácticamente forma una

estructura monolítica sobre el tubo y proporciona un reforzamiento muy grande

sobre el tubo. Normalmente una camisa no metálica se diseña para que soporte

una presión interna en el tubo de al menos 1.5 veces la presión de falla de un tubo

sano. Además de constituir un refuerzo sobre el tubo, la camisa no metálica es un

aislamiento que protege contra la corrosión exterior y el desgaste.

Página | 75

Las camisas no metálicas, prácticamente son fabricadas en el sitio de la

reparación, por lo que la capacitación del personal que las instala y el correcto

procedimiento son dos requisitos fundamentales. La cinta es generalmente

provista en forma de rollos de que se van enrollando sobre el tubo, con la

aplicación de un adhesivo entre cada capa para constituir al final una estructura

monolítica. La superficie del tubo a reparar debe estar seca, limpia de polvo, óxido

y desechos y el acabado debe ser terso y uniforme.

En estas camisas se requiere que los defectos que impliquen pérdida de metal y

deformación hacia el interior, como corrosión externa, abolladuras, etc. sean

resanados con resina para restablecer la circunferencia del tubo, mientras que los

defectos salientes como coronas altas, arrugas, etc., deben ser esmerilados hasta

el nivel de la superficie. Las camisas no metálicas no son aplicables cuando

existen fugas, ni para reparar defectos agudos como grietas y entallas y tampoco

se recomiendan para defectos con más de 80% de pérdida de metal de la pared,

sin embargo, la principal limitación de las envolventes no metálicas es la

temperatura, la cual está limitada a unos 70° C.

Camisas con

relleno de

espacio anular

Las investigaciones del comportamiento de defectos en tuberías a presión interna

han demostrado que la falla de un defecto siempre inicia con la deformación hacia

el exterior de la zona defectuosa del tubo. Si la deformación hacia el exterior se

restringe, el defecto no falla. Este hallazgo ha motivado que se opte por rellenar el

espacio anular entre el tubo y la camisa con un material que se dé conforme

perfectamente sobre el contorno irregular de la superficie del tubo y garantice un

contacto íntimo con la parte interna de la camisa, para que los esfuerzos

generados en el tubo sean transmitidos a la camisa y las zonas defectuosas no se

expandan hacia el exterior.

El espacio anular puede ser rellenado mediante la infiltración de un material fluido

que posteriormente solidifique, para formar un cuerpo continuo entre el tubo, el

relleno y la camisa. Este tipo de camisas resultan ser de una elevada resistencia y

en caso de las camisas tipo B con relleno de material endurecible, la reparación es

totalmente hermética y prácticamente indestructible. En algunos casos se ha

optado por restringir la expansión del tubo base presurizando con algún gas o

líquido inerte el espacio anular en una camisa tipo B, sin embargo esta operación

es de alto riesgo pues hay que presurizar a una presión igual o mayor a la de

Página | 76

operación del ducto. El desarrollo de mejores resinas endurecibles para relleno del

espacio anular prácticamente ha eliminado el uso de las camisas presurizadas,

limitando su uso al control de fugas ya existentes.

Camisas

mecánicas

Las camisas mecánicas son camisas unidas por tornillos o birlos y que no se

sueldan al tubo base. Para contener fugas, estas camisas cuentan con empaque

de sello que se aprieta por medio de tornillos y dependiendo de la temperatura,

tipo de empaque y diseño, pueden resistir hasta 100 kg/cm2 (1400 psi), sin fugar.

La gran ventaja de las camisas mecánicas es que no restringen la deformación

longitudinal y al mismo tiempo restringen eficientemente los esfuerzos por

flexiones y pandeos, resultando una excelente opción para la reparación de

defectos circunferenciales además de servir como junta de expansión. Los

fabricantes de juntas y coples mecánicos son usualmente los proveedores de

camisas mecánicas, los cuales cuentan con una extensa variedad de diseños para

proveer sello y refuerzo a una reparación. La versatilidad de estas camisas las

hace aptas para prácticamente cualquier tipo de reparación en servicio con la

ventaja de que pueden aplicarse en ductos con fugas activas, en cualquier

ambiente y pueden fabricarse incluso en diseños adaptados para casos especiales

en tiempos muy cortos.

Fuente: Elaboración propia.

Página | 77

CAPITULO IV

DESARROLLO DEL METODO DE EVALUACION DIRECTA DE LA

CORROSION � DIRECT ASSESSMENT

4.1. INTRODUCCIÓN.

La Evaluación Directa (DA � Direct Assessment) es un proceso

estructurado para los operadores de ductos, que consiste básicamente en evaluar

la amenaza a la integridad de los ductos enterrados, esto se realiza en cuatro

pasos bien definidos: Pre-evaluación, Inspección Indirecta, Inspección Directa y

Post-evaluación y monitoreo.

Una de las varias amenazas históricas a la integridad de los ductos es la

corrosión interna, como se muestra en la Figura 4.1.

Figura 4.1. Reporte de incidentes en gasoductos (2005)

Fuente: GRI 02-0057. Internal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines Methodology

En condiciones de funcionamiento normales, no se espera que los

Gasoductos lleguen a corroerse internamente, debido a una instalación de

tratamiento de deshidratación del gas aguas arriba, la cual elimina el agua

36%

11% 12%

16%

25% Otros

Const/Mat Defect

Corrosion Interna

Corrosion Externa

Outside Force

Página | 78

necesaria para la corrosión. Las especificaciones del gas a la salida del

tratamiento indican que se encuentra por debajo del punto de saturación

respecto al agua en toda la ruta del gasoducto. Se asume que no hay otros

posibles líquidos corrosivos a través de la tubería de transporte de gas.

La corrosión interna de los sistemas de tuberías de transporte de gas por

lo general ocurre cuando la planta de procesamiento de gas aguas arriba

(upstream) brinda producto que no cumpla con las especificaciones de calidad, ya

que sólo así es posible para el líquido (es decir, "libres") de agua (y/o en otros

líquidos posiblemente corrosivos) para entrar en la tubería de transmisión agua

abajo (downstream).

El éxito de un programa de control de la corrosión interna de tuberías de

transporte de gas depende de:

· Predecir la susceptibilidad a la corrosión interna en virtud de la amplia

gama de condiciones de operación.

· La aplicación de medidas de mitigación apropiadas, monitoreo y

programas de inspección.

La primera cuestión a considerar en la predicción de la susceptibilidad a la

corrosión interna de una tubería de transporte de gas es la posibilidad de que la

entrega de gas húmedo puede ocurrir en asociación con cualquiera de las dos

situaciones siguientes:

· Trastornos ocasionales de corta duración en las instalaciones de

procesamiento upstream.

· A largo plazo, la entrega no detectada el gas que no cumpla con las

especificaciones de calidad.

Ante cualquiera de los dos casos anteriores, la probabilidad de corrosión

que se produce a lo largo de un ducto de transporte de gas depende de:

Página | 79

· La cantidad de tiempo que el gas que no cumplen las especificaciones

de entrega.

· La composición del gas, la química del agua, la actividad microbiana,

otros líquidos corrosivos asociados con el gas.

· La configuración de canalización y condiciones de funcionamiento que

resulta en acumulación local de agua y/u otro líquido corrosivo.

La localización de tubos corroídos internamente es difícil debido a que el

interior de la tubería no es de fácil acceso. La mayoría de los métodos de

detección existentes requieren el acceso al interior de la tubería, ya sea para los

exámenes visuales o inspecciones en línea (I.L.I.), y una gran parte de las

tuberías no permita la inspección en línea debido a las limitaciones mecánicas.

Las técnicas de inspección, tales como la radiografía y de transmisión ultrasónica

pueden medir el espesor de la pared desde el exterior de la tubería, pero se

requiere excavación (y, a veces de limpieza) de una tubería enterrada. Incluso

entonces, sólo una pequeña zona de la tubería puede ser inspeccionada en un

momento. Por lo tanto, una evaluación directa de la probabilidad de corrosión

interna a través del conocimiento de la física de tuberías pertinentes y las

condiciones de operación mejora el funcionamiento seguro de las tuberías de gas

natural.

4.2. ICDA (INTERNAL CORROSION DIRECT ASSESSMENT) EVALUACIÓN

DIRECTA DE CORROSIÓN INTERNA. Esta práctica es una metodología estándar denominada �Evaluación

Directa de Corrosión Interna de Ductos que Transportan Gas Natural (ICDA)�, que

se utiliza para asegurar la integridad de los ductos.

La metodología es aplicable a las tuberías de gas natural, que

normalmente transportan gas seco, estos gasoductos pueden sufrir de trastornos

poco frecuentes y de corto plazo por el agua líquida (u otro electrolito).

Página | 80

Una ventaja del enfoque ICDA es que la evaluación se puede realizar en

segmentos de tubería para que los métodos alternativos (por ejemplo, la

inspección en línea I.L.I., prueba hidrostática, etc.) puede no ser práctica.

La base de la Evaluación Directa de Corrosión Interna (ICDA) para líneas

de transporte de gas es que se realiza un examen detallado de las ubicaciones de

un electrolito tal como el agua que se acumula, el cual proporciona información

acerca de la condición restante del gasoducto.

La investigación de los puntos bajos o pendientes a lo largo del ducto

entregan información del estado del resto del ducto. Si esto puntos bajos no se

corroen, entonces en el resto del ducto aguas abajo es menos probable que se

acumulen electrolitos y por lo tanto estarían libre de corrosión interna, no

requiriendo por lo tanto exanimación alguna. En pocas palabras:

�La corrosión interna es más probable en los puntos donde primero se

acumule el agua�

Evaluación Directa Corrosión Interna (ICDA) incorpora todos los métodos

existentes de análisis disponibles para un operador de canalización y proporciona

una metodología para utilizar mejor los métodos para aplicaciones específicas. El

examen directo de la corrosión interna es poco práctico para la mayoría de las

tuberías, ya que consiste en exponer el interior de una tubería enterrada para las

mediciones físicas. Por lo tanto, un conjunto de herramientas de examen

indirectos en combinación con un enfoque de modelado de flujo se utiliza para

evaluar la corrosión interna. La selección de las herramientas depende de cada

aplicación, y son ampliamente clasificados como:

1) La predicción de la corrosión

2) Control de la corrosión

3) La inspección o examen no destructivo (NDE).

Estas tres categorías también pueden ser descritos como:

Página | 81

1) La determinación de si la corrosión se producirá en el futuro

2) La búsqueda de la corrosión en curso

3) El daño de medición que ya se ha producido.

En el proceso de aplicación de la ICDA, otras amenazas a la integridad de

ductos, tales como la corrosión externa, daños mecánicos, corrosión bajo tensión

(SCC), etc., se pueden detectar. Cuando se detectan este tipo de amenazas, se

deben realizar evaluaciones o inspecciones adicionales. El operador de

canalización debe utilizar métodos adecuados para hacer frente a riesgos

distintos de la corrosión interna, tales como los descritos en las normas ASME

B31.8, API13 1160, ANSI14/ 579 y BS15 7910, normas internacionales, y otros

documentos.

ICDA tiene limitaciones, y no todas las tuberías se pueden evaluar con

éxito con ICDA. Estas limitaciones se identifican en la etapa de pre-evaluación.

Para la aplicación exacta y correcta de esta norma, que se utilizará en su

totalidad.

El desarrollo del ICDA se basa en un conjunto de características de ductos

que definen los procedimientos para que ICDA sea apropiado. La primera

característica es que el gas transportado sea normalmente seco (por ejemplo, <7

libras / MMPC (112 g/m3)), y cualquier transformación corta de agua con el tiempo

se vaporiza a la fase gaseosa. Esta condición permite la acumulación de agua

upstream de corto plazo, pero no se espera que la acumulación de agua

downstream. Bajo esta limitación, se produce corrosión, en lugares aislados a lo

largo de un ducto. Estos ductos se encuentran desprotegidos, y no tienen

revestimientos internos que proporcionan protección contra la corrosión, así como

también no se limpian con frecuencia haciendo uso de un chancho de limpieza

(pig).

13 American Petroleum Institute (API) 14 American National Standars Institute (ANSI) 15 British Standards Institute (BSI)

Página | 82

Los intervalos de los parámetros para el modelado de flujo incluyen una

mayoría prevista de líneas de transporte de gas y no se basan en limitaciones

técnicas. Los límites son: a máxima velocidad superficial del gas de 25 pies/s (7,6

m/s); tamaño de la tubería 4 a 48 pulgadas (0,1 a 1,2 m) de diámetro, presión de

500 a 1.100 psi (3.4 a 7.6 MPa); y temperatura relativamente constante en toda la

longitud del tubo (es decir, la temperatura ambiente y del suelo de hasta 130�F

(54�C) en la descarga del compresor).

Cabe señalar que el electrolito es necesario pero no suficiente para la

corrosión. La corrosión es posible sólo en la presencia de un electrolito, y la

presencia de daños por corrosión indica que existía electrolito en esa ubicación.

La ausencia de corrosión no proporciona información acerca de la acumulación

de líquido debido a los factores ya mencionados, afectando tanto a la fuerza

motriz potencial de corrosión y los costos. Para ICDA, agua líquida (es decir,

"libre") se considera que es la principal fuente de electrólito corrosivo, glicol y gas

húmedo se consideran secundarios, y no se consideran otras fuentes (por

ejemplo, agua hidrostática).

Lugares con los tiempos de exposición más largos a agua acumulada (u

otro electrolito) generalmente tienen el daño a la corrosión más grave, a menos

que el pH es tal que puede formar una película protectora. Esto es porque el agua

que se acumula en más de un lugar de la tubería tendrá composición similar y la

velocidad de corrosión similares. La composición del gas es uniforme en toda la

longitud de la tubería hasta que la entrada de gas o salida cambia la composición.

Cuando el agua se evapora, se concentra los sólidos disueltos, lo que tiende a

aumentar la corrosividad. Esta condición tiende a hacer que los lugares más

probables que se acumule el electrolito sean lugares más corrosivos. La actividad

microbiana requiere agua, por lo que se espera que sea más grave en los puntos

de acumulación de agua.

Página | 83

Para muchas ductos se espera que se necesiten excavaciones y la

inspección por radiografía o de transmisión ultrasónica. Cabe señalar que una vez

que un sitio se ha expuesto, la instalación de una herramienta de control de la

corrosión (por ejemplo, cupón, sonda, sensor de UT) esto puede permitir que un

aumentar los intervalos de inspección y así se benefician de monitoreo en tiempo

real en los lugares más susceptibles a la corrosión. No debe esperarse que las

herramientas de control de la corrosión instalada en ubicaciones arbitrarias (por

ejemplo, final de la línea) identifiquen otros lugares aislados en los que se pueden

producir corrosión a lo largo de un ducto.

Si los lugares más susceptibles a la corrosión están decididos a estar libre

de daños, la integridad de una gran parte del ducto se puede garantizar, y los

recursos se puede centrar en ductos donde la corrosión está determinado a ser

más probable. Por supuesto, si se encuentra corrosión, un problema de integridad

en potencia ha sido identificado, y el método también se considera exitoso.

4.2.1. EL USO DE MODELOS DE FLUJO PARA PREDECIR LOS PUNTOS DE

ACUMULACIÓN DE LÍQUIDOS. El método ICDA se basa en la capacidad de identificar los lugares más

probables para acumular electrolito. Estas ubicaciones se predijeron a partir de

los resultados de la tubería de modelado de flujo de múltiples fases. OLGA-S fue

elegida para caracterizar el comportamiento de flujo de fluido, ya que mejor

extrapola a condiciones de campo que otros modelos de simulación disponibles y

generalmente se considera que es el método por el estado de la técnica para la

predicción de retención de líquido. Este método de modelado de flujo, en

contraste con los métodos correlativos, se aplica el análisis mecanicista para el

régimen de flujo multifases. Además, el modelo ha sido validado a través de los

resultados de laboratorio a gran escala y las comparaciones de los datos de

campo durante un período de casi veinte años. La validación de campo del

programa se llevó a cabo a través de la verificación de Olga y el Programa de

Mejoramiento (Ovip), un programa de investigación patrocinado por más de 10

Página | 84

compañías petroleras, en los que se compararon dos nuevas simulaciones y

métodos correlativos anteriores a los datos de campo.

Para los sistemas de gas húmedo, se encontró que la retención de líquido

depende en gran medida de la velocidad del gas y el ángulo de inclinación. A

tasas bajas, la retención de líquido puede aumentar por un factor de 100 o más

como el ángulo de inclinación cambia una fracción de un grado. Otros modelos,

que se basan en la correlación, no predicen este comportamiento.

Para el flujo de gas-líquido, se han identificado cinco regímenes de flujo

básicos, pero sólo dos se consideran relevantes para las tuberías de transporte

de gas. Un ejemplo del mapa de flujo siguiendo el enfoque de Taitel16 se muestra

en la Figura 4.2. Estratificado suave, estratificado ondulado, anular con líquido

disperso y burbujas dispersas, son posibles en el flujo de gas-líquido.

En las tuberías de transmisión de gas, se supone que el volumen de la

fase líquida (y por lo tanto velocidad superficial del líquido) es pequeño, porque

las condiciones normales de funcionamiento son el gas de fase única, y existen

líquidos libres en pequeños volúmenes durante trastornos episódicos. Flujo

intermitente (es decir, slugging) se produce cuando se aumentan las tasas de

líquidos, y se dispersa el flujo de burbujas requiere una fase líquida continua

grande. El flujo anular requiere líquido suficiente para cubrir la pared de la tubería,

pero incluso una pequeña cantidad de líquido dispersado puede ser arrastrada en

la fase de gas. Por lo tanto, los regímenes de flujo estratificado (es decir, la

película) y líquidos dispersos (es decir, las gotitas) son relevantes para las

tuberías de transporte de gas. Como puede verse de la Figura 4.2, flujo

estratificado se produce en un amplio intervalo de velocidades de gas siempre

que la velocidad superficial de líquido (caudal de líquido dividido por el área de la

16 Y. Taitel, A. E. Dukler, �A Model for Predicting Flow Regime Transitions in Horizontal and Near Horizontal Gas-Liquid Flow�

Página | 85

sección tubo transversal) es baja. Esta son las condiciones frecuentes que

ocurren en las líneas de transporte de gas.

Figura 4.2. Ejemplo del régimen del mapa de flujo en una tubería horizontal de 24 pulgadas I.D.

Fuente: Y. Taitel, A. E. Dukler, �A Model for Predicting Flow Regime Transitions in Horizontal and Near Horizontal

Gas-Liquid Flow�

El Flujo de película estratificado se considera el mecanismo de transporte

de agua líquida primaria, y se espera que las gotas de líquido arrastradas en el

gas que se evapore debido a las tuberías de transmisión de gas que llevan

nominalmente gas seco la mayor parte del tiempo. Droplets tienen alta relación en

cuanto al área de la superficie y el volumen, el agua es expuesta directamente a

la fase de gas, y la velocidad del gas cerca del Droplets es alta. Todos estos tres

factores darán lugar a una rápida evaporación de los Droplets de agua en la fase

de gas. El flujo de la película en comparación tiene características de

transferencia de masa por evaporación menos favorables. Líquido en la parte

inferior de una tubería tiene menos área de superficie por volumen que cuando se

Página | 86

dispersa en forma de burbujas, la velocidad del gas en la superficie del líquido es

más bajo, y es posible que un líquido menos volátil cubra la inhibición de la

evaporación del agua.

El flujo de película a lo largo de una tubería es impulsado por las fuerzas

de la tensión de corte impuestas por el gas en movimiento y la gravedad

determinada por la inclinación de la tubería. Tres condiciones se muestran en la

Figura 4.3. Un tubo de descenso no se acumula agua, porque tanto el flujo de

gas y la gravedad mueven al líquido aguas abajo. Un tubo horizontal no se

acumula agua si se mueve el gas debido a que el efecto de la gravedad es cero.

Sin embargo, una tubería de subida crea una condición en la que la gravedad y la

tensión de corte se oponen entre sí. La acumulación se produce cuando la fuerza

aguas abajo de la gravedad es mayor que el efecto de esfuerzo cortante.

El equilibrio entre la gravedad (haciendo que el líquido drene hacia atrás) y

la tensión de corte entre el gas y el líquido (causando líquido a transportar hacia

adelante) define el ángulo crítico para la acumulación de líquido. El efecto de la

rugosidad de la pared de la tubería (por ejemplo, sólidos para aumentar o reducir

el arrastre de recubrimientos) no se considera importante debido a que el

esfuerzo cortante en esta ubicación es pequeña. Inclinaciones mayores al crítico

acumularán agua, y las inclinaciones menores que el crítico permiten que el agua

se lleve aguas abajo hasta que se alcanza una inclinación crítica (o el agua se

evapora). Para una inclinación dada, el inventario de agua aumenta cuando la

velocidad del gas cae por debajo de un umbral crítico. Para la baja carga líquida

encontrada en las líneas de transporte de gas, este aumento es bastante

dramático. Característicamente, fracciones de acumulación de líquido va a saltar

desde menos de uno por ciento a varias decenas de ciento por ciento más, así

como de una disminución de la velocidad del gas de menos de 5 por ciento. El

agua se acumula preferentemente en la primera inclinación superior a un umbral

crítico, y la entrada continua de agua sin evaporación, con el tiempo se carga

todas las inclinaciones críticas con agua, por lo que gran aporte de agua a una

Página | 87

línea llenará el primer punto de inclinación crítico y llevar a la próxima tendencia

importante.

Figura 4.3. El esfuerzo cortante equilibra la gravedad para determinar la acumulación de líquido

Fuente: GRI 02-0057. Internal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines Methodology.

4.2.1.1. Los resultados del modelado de flujo.

Una serie de simulaciones de flujo multifásico se realizaron para

determinar los efectos de la presión, temperatura, velocidad del gas, y el tubo de

diámetro en ángulo crítico para la acumulación de agua. Los límites de este

estudio paramétrico fueron la presión de operación de tuberías de 500 a 1.100 psi

(3.4 a 7.6 Mpa), temperatura de 60 a 130�F (de 16 a 54�C,), a menos de 25 pies /

s (7,6 m / s) de velocidad superficial del gas, y 4 a 48 (0,51 hasta 1,2 m) diámetro

de la tubería. La inclinación crítica versus la velocidad de flujo ilustrar los

resultados de la modelización de flujo. Los resultados de la predicción de ángulos

críticos para tubo de 20 pulgadas (0,51 m) a 900 psi (6,2 MPa) y 60�F (16�C) se

muestran en la Figura 4.4. A grandes ángulos de inclinación y bajas velocidades

de gas, el agua se acumula en la tubería. En ángulos bajos y altas velocidades

Página | 88

del gas, se transporta agua a través de la tubería aguas abajo hasta llegar a una

inclinación de ángulo crítico o se evapora.

La Figura 4.5., muestra el efecto de la presión en ángulo crítico para la

acumulación de agua. Presiones más altas producen agua que más fácilmente es

transportado aguas abajo. Para una velocidad del gas dado, el ángulo crítico

necesario para sostener el agua aumenta con la presión. Por el contrario, una

inclinación determinada en una tubería soportará agua a velocidades más bajas a

medida que aumenta la presión.

La Figura 4.6., muestra los efectos del diámetro de la tubería y de la

temperatura. En diámetros de tuberías más grandes, se acumula líquido en

ángulos inferiores al crítico a la misma velocidad del gas. A temperaturas más

altas, el líquido se acumula en ángulos inferiores al crítico a la misma velocidad

del gas, pero este efecto es relativamente pequeño. La temperatura superior de

130�F (54�C), representa una temperatura de salida de la estación de compresor,

el cual decae según17:

Donde T es la temperatura, alfa es una constante de proporcionalidad, y x

es la distancia bajo la tubería.

Para grandes ángulos y velocidades pequeñas, el agua se acumula. Para

ángulos pequeños y grandes velocidades, el agua lleva a través.

17 J.Nossen, R. Shea, and J. Rasmussen, �New Developments in Flow Modeling and Field Data Verification�.

Ecuación 4.1

Página | 89

Figura 4.4. Ángulos críticos para la acumulación de agua.

Fuente: GRI 02-0057. Internal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines Methodology

Figura 4.5. Ángulos críticos para la acumulación de agua por medio de modelos de flujo multifásico.

Fuente: GRI 02-0057. Internal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines Methodology

Para combinar los resultados de las simulaciones en una expresión, un

número de Froude modificado, F, similar a Taitel y Dukler se propone (que

representa una proporción de la fuerza de gravedad a la tensión por unidad de

área de inercia que actúa sobre un fluido):

Página | 90

Donde � es la densidad, g es la gravedad, V es la velocidad superficial, y !

es el ángulo de inclinación.

Los resultados de los ensayos del modelo para el número de Froude se

representan gráficamente en la Figura 4.7. En los ángulos de menos de 0,5

grados, F es 0,33 con una desviación estándar de 0,07. En ángulos mayores de

2, F es 0,56 con una desviación estándar de 0,02. Se cree que los ángulos entre

0,5 y 2 grados a estar asociado con la transición laminar a turbulento. F se

interpola linealmente en la zona de transición.

Figura 4.6. Ángulos críticos para la acumulación de agua por medio de modelos de flujo multifásico. Efecto de la

temperatura y el tubo de diámetro.

Fuente: GRI 02-0057. Internal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines Methodology

El número de Froude sirve para simplificar los cálculos, y una hoja de

cálculo Excel se preparó de modo que se pide datos como la temperatura de

entrada, diámetro de la tubería, la presión, la densidad del líquido y un factor de

compresibilidad, Z, usada para calcular la densidad del gas dada por:

Ecuación 4.2

Ecuación 4.3

Página | 91

Donde P es la presión, V es el volumen, n es el número de moles, R es la

constante del gas, y T es la temperatura. Para la gama de condiciones del gas, un

valor por defecto de 0,83 se utiliza para la compresión basada en la salida de

simulaciones. Este valor es consistente con valores de la literatura18.

Figura 4.7. Factor F en función del ángulo crítico para la acumulación de agua. Los valores promedio de

desviación estándar.

Fuente: GRI 02-0057. Internal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines Methodology

4.2.1.2. Utilizando los resultados de los modelos de flujo. Los resultados del modelado de flujo se utilizan para predecir los lugares

en los que el agua comienza a acumularse si se introduce en la tubería. El agua

se acumula en tramos de subida de la tubería. Esto es debido a que el esfuerzo

cortante y las fuerzas de gravedad se equilibran en este punto. La condición en la

que existe una gran cuesta arriba, como se encontraría en una colina o montaña

la tubería se levanta, junto con la incertidumbre o la variación de la velocidad del

18 R. Reid, J. Prausnitz, and T. Sherwood, The Properties of Gases and Liquids, (New York: McGraw-Hill , 1977).

Página | 92

gas, hace que la identificación de la ubicación de la acumulación de líquido dentro

de la sección de la tubería sea más difícil.

La inclinación por lo general se da en grados o radianes y se define como

el cambio en la elevación. El seno de la inclinación da cambio en la elevación

sobre una distancia de tubería:

Un ejemplo de perfil de elevación de una tubería se muestra en la Figura

4.8., junto con el perfil de inclinación resultante, calculada por:

Figura 4.8. Ejemplo de perfil de elevación de tuberías y la inclinación calculada.

Fuente: GRI 02-0057. Internal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines Methodology

Ecuación 4.4

Ecuación 4.5

Página | 93

Los ángulos de inclinación se comparan con el ángulo crítico para la

acumulación de agua predicha por el modelado de flujo. El primer ángulo de

inclinación mayor que el ángulo crítico para la acumulación es la ubicación donde

el agua se acumula primero. Esta ubicación es por lo tanto, es la más propensa a

sufrir corrosión en comparación con la longitud restante de la tubería.

4.2.1.3. Procedimiento para la elección de lugares detallados para

exámenes/inspección. Comparación de los ángulos críticos e inclinaciones reales para la

ubicación donde se realizara exámenes detallados así como inspecciones. En

esta parte se discute la selección de ubicaciones individuales a lo largo de una

tubería, para luego con el tiempo determinar el número de ubicaciones donde

habrá la suficiente confianza para identificar la corrosión interna. En un corto

plazo, puede ser útil para seleccionar varios sitios redundantes, este número

puede cambiar a medida que se adquiera más experiencia.

Para tuberías que trabajan a velocidades de gas constantes, la primera

inclinación con un valor mayor que el ángulo crítico representa la ubicación donde

se acumula el agua primero. No se espera que todas las inclinaciones

ascendentes con ángulos inferiores al ángulo crítico acumulen agua y por lo tanto

no son susceptibles de corroerse. Todas las ubicaciones posteriores tampoco

estarían expuestas al agua (ya que se acumula aguas arriba y se evapora), o se

verían expuestos sólo después de la ubicación aguas arriba si se ha llenado con

más líquido y posteriormente continúa con la siguiente inclinación. En este caso,

la ubicación aguas arriba tendría un período de exposición más largo y por lo

tanto se espera que la corrosión sea más severa. Para el caso de una tubería,

donde todas las inclinaciones son menos que el ángulo crítico, se elige el ángulo

de inclinación más alta para representar la longitud de la tubería de interés.

La mayoría de las tuberías han experimentado una gama de velocidad del

gas de cero a un máximo, lo que complica el procedimiento. Críticamente grandes

Página | 94

inclinaciones atraparán el agua a cualquier velocidad hasta un máximo, pero

lugares aguas arriba con ángulos de inclinación inferiores pueden atrapar el agua

a velocidades de menos de la máxima. Debido a esto, el examen de las

inclinaciones por encima del ángulo crítico se puede utilizar para evaluar la

integridad de la tubería de aguas abajo, pero la integridad de la tubería aguas

arriba sigue siendo desconocido.

ICDA requiere la integración de datos de múltiples exámenes de campo y

evaluaciones superficiales de tuberías internas, incluyendo las características

físicas de la tubería y el historial de funcionamiento.

4.2.2. DIAGRAMA DE FLUJO ICDA. ANEXO A

4.2.3. ACTIVIDADES DE LA EVALUACIÓN ICDA. Para realizar esta metodología se debe seguir los siguientes 4 pasos:

4.2.3.1. Pre-evaluación. Los objetivos de la etapa de pre-evaluación son:

Determinar si la ICDA es factible para la tubería que se está evaluando.

Para identificar las regiones ICDA la etapa de pre-evaluación requiere la

recopilación de datos, integración y análisis. La etapa de pre-evaluación debe

realizarse de manera integral y completa.

La etapa de pre-evaluación incluye las siguientes actividades:

4.2.3.1.1. Recolección de datos. En esta etapa se debe recopilar e integrar la información necesaria para

evaluar la factibilidad de utilizar el Método ICDA, para respaldar el uso de un

determinado modelo para identificar las ubicaciones de posible acumulación de

electrolitos (líquidos) a lo largo del ducto, la identificación de las regiones ICDA, y

los puntos potenciales de ingreso de líquido al sistema.

Página | 95

Se requieren, el perfil de elevación precisa y completa, los datos de

caudal, la presión y la historia, siendo estos esenciales para predecir la ubicación

de la acumulación de líquido.

La información mínima necesaria para el análisis es:

Información establecida en ASNI/ASME 31.8S - A2:

· Año de instalación, diámetro, espesor de pared.

· Información de pruebas hidrostáticas pasadas e inspecciones directas e

historial de fugas.

· Análisis del gas, líquidos o sólidos (en particular H2S; CO2; O2; agua

libre y cloruros).

· Resultados de cultivos bacterianos, dispositivos de detección de

corrosión (cupones, probetas, etc.).

· Parámetros operacionales (particularmente presión y velocidad).

· Nivel de tensiones operacionales (%SMYS).

Información para respaldar la selección del modelo de identificación de

puntos de acumulación de líquidos, entre otra: puntos de ingreso y salida de gas;

ubicación de todos los puntos bajos del ducto, bucles, pendientes, extremos

muertos, válvulas, manifolds, trampas, etc.; perfil del ducto con un detalle

suficiente que permita calcular la pendiente de cada segmento del ducto; el

diámetro del ducto y el rango de velocidades esperadas.

Datos operacionales históricos que denuncien operaciones anormales, su

lugar de ocurrencia y consecuencias, en particular asociadas a ingreso o

formación de líquidos.

Información de segmentos donde no se hayan utilizado chanchos de

limpieza o bien dónde éstos pudieran haber depositado líquidos.

Página | 96

Los datos recogidos en la fase de pre-evaluación se incluyen en los datos

que son considerados en general un riesgo para la tubería (amenaza).

Dependiendo del plan de gestión de la integridad de la tubería y su aplicación, se

puede realizar la etapa de pre-evaluación junto con una evaluación directa de la

corrosión externa (ECDA) u otros esfuerzos de evaluación de riesgos.

En el caso de que se determine que suficientes datos no están disponibles

o no se pueden recoger en algunas regiones que comprenden un segmento para

apoyar la etapa de pre-evaluación, ICDA no se utilizará para estas regiones hasta

que los datos apropiados se pueden obtener.

4.2.3.1.2. Evaluación de la factibilidad de uso del ICDA. Se debe analizar la información recopilada para determinar si el método es

aplicable o no. Para ello se debe considerar lo siguiente:

Normalmente el ducto no debe contener ningún líquido (incluyendo

glicoles).

El ducto no debe haber estado previamente en operación con un fluido

donde el ICDA no es aplicable, (por ejemplo, petróleo crudo o productos

derivados) a menos que se demuestre que o bien la corrosión interna no se

produjo en el servicio anterior o que el daño anterior se ha evaluado por

separado.

El ducto no tiene revestimiento interno que proporciona protección contra

la corrosión, para tuberías con revestimiento protector discontinuo, exámenes

indirectos deben ser realizadas en lugares donde no exista protector.

Si el historial del ducto muestra que existe o existió corrosión interna en la

parte superior del ducto el ICDA no es aplicable.

La utilización del chanchos de limpieza del ducto haya afectado los puntos

de acumulación de líquido, con lo que el ICDA no predice la distribución del

Página | 97

líquido en forma adecuada dada esta afectación, por lo tanto, la ICDA puede no

ser apropiado para las tuberías que se han utilizado chanchos de limpieza

rutinariamente. Se debe proporcionar justificación técnica cuando la ICDA se

aplica a una tubería que tiene un historial de uso de los chanchos de limpieza.

El uso de un inhibidor de corrosión puede afectar la aplicación de ICDA ya

que la efectividad de éste puede no ser uniforme.

Los ductos que contienen acumulaciones de sólidos, sedimentos,

escamas, biofilm/biomasa no deben ser evaluados utilizando ICDA.

Con base en la información recopilada como parte de la pre-evaluación, se

debe determinar si la acumulación de sólidos son lo suficientemente importantes

como para influir en la validez de los resultados ICDA a través de cualquiera de

los mecanismos que se describen a continuación:

· El aumento de la corrosión a través de retención de agua en el interior de una

matriz porosa o debajo de una capa sólida.

· El aumento de la corrosión a través de la formación de una celda de

concentración.

· La disminución de la corrosión a través de la formación de una capa

protectora.

· El cambio de velocidades de corrosión debido a la influencia de las bacterias.

ICDA asume las propiedades del material uniforme a lo largo de un

segmento de tubería. Se considera las diferencias, como el tipo de soldadura, la

geometría y los defectos de material.

4.2.3.1.3. Identificaciones de regiones ICDA. Una región de la ICDA es una porción de tubería con una longitud

definida. Una longitud definida es cualquier longitud de tubo hasta que una nueva

Página | 98

entrada en el ducto se introduce con la posibilidad de entrada de agua en la

tubería.

Al definir las regiones ICDA también se deben considerar los cambios de

variables de proceso (como temperatura y presión). Estos cambios pueden ser

tratados como:

Que generan una nueva región ICDA.

No generan una nueva región ICDA pero debe ser considerados al

momento de calcular el ángulo crítico

Para ductos que tienen o han tenido flujo bi-direccional, se deben

establecer regiones ICDA para cada sentido del flujo y ser evaluadas en forma

independiente.

4.2.3.2. Inspección indirecta ICDA. El objetivo de la inspección indirecta ICDA es el uso de los resultados del

modelado de flujo para predecir los lugares con más probabilidades de haber

sufrido corrosión interna dentro de cada región de la ICDA. El paso de inspección

indirecta ICDA se basa en la capacidad de identificar lugares más probables para

acumular agua y es aplicable a las tuberías de flujo estratificado siendo este el

mecanismo de transporte de líquido primario.

La inspección indirecta ICDA incluirá cada una de las siguientes

actividades, para cada región ICDA:

Realización de cálculos de flujo multifásico a partir de datos recogidos

para determinar el ángulo de inclinación crítica de acumulación de líquido.

Producir un perfil de inclinación de la tubería.

Página | 99

La identificación de sitios donde la corrosión interna puede estar presente,

mediante la integración de los resultados del cálculo de flujo con el perfil

inclinación del ducto.

4.2.3.2.1. Cálculos de modelado de flujo. Se debe predecir los parámetros críticos para la acumulación de agua

utilizando cálculos de modelado de flujo para cada región ICDA identificado.

Cualquier enfoque de modelado de flujo de múltiples fases válida para pequeños

volúmenes de líquido es aceptable.

El enfoque de modelado de flujo simplificado se puede aplicar a todos los

sistemas con flujo estratificado, existen cálculos de apoyo dentro de los siguientes

límites:

Diámetro nominal de la tubería es entre 0,1 y 1,2 m (4 y 48 pulgadas)

Las presiones de menos de 9 MPa (1100 psi).

Un método simple para predecir el ángulo de inclinación crítico (�) utiliza

una correlación obtenido entre sen (�) y la proporción de fuerza de inercia de gas

a la fuerza gravitatoria del líquido, la combinación de los resultados de simulación

se presenta en la siguiente ecuación19, y es similar a otras expresiones20,21:

Donde:

Ángulo de inclinación crítico (grados)

Densidad del líquido

19 ANSI/ASME B31.8 �Gas Transmission and Distribution Piping Systems�. 20 O.C. Moghissi, L. Norris, P. Dusek, B. Cookingham, �Internal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines,� CORROSION/2002, paper no. 87 21 O.C. Moghissi, L. Norris, P. Dusek, B. Cookingham, N. Sridhar, �Internal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines�Methodology,� GTI Final Report GRI-02/0057

Ecuación 4.6

Página | 100

Densidad del gas (determinado por la presión total y la temperatura)

Aceleración debido a la gravedad

Id = Diámetro interno

Velocidad superficial del gas

Las unidades de densidad de gas y líquido deben ser las mismas, y las

unidades para la velocidad, la constante gravitacional, y el diámetro deben ser

consistentes. Se debe tener en cuenta un factor de compresibilidad, Z, en estos

cálculos, así como cualquier comportamiento no ideal en la determinación de la

densidad del gas. La siguiente expresión, representa este factor:

Donde:

Factor de Compresibilidad

Presión

Volumen

Número de moles

Constante del gas

Temperatura absoluta

Los valores de Z a diferentes condiciones, y la orientación sobre las

ecuaciones de gases no ideales, se pueden encontrar en los textos básicos de

referencia. 22,23

Ecuación de Van der Waal se utiliza para simular el comportamiento no

lineal de los gases no ideales (reales):

Donde a y b son constantes críticas de los gases transportados.

22 J. O�Connell, B. Poling, J. Prausnitz, The Properties of Gases and Liquids, 5th ed. (New York, NY: McGraw-Hill, 2001). 23 R. Perry, D. Green, Perry�s Chemical Engineers� Handbook, 7th ed. (New York, NY: McGraw-Hill, 1997).

Ecuación 4.7

Ecuación 4.7

Página | 101

La Velocidad superficial (Vg) y el ángulo inclinación crítico se calcula

usando factor el de compresibilidad (Z) y la ecuación de Van der Waal pueden ser

diferentes.

Para obtener los cálculos de flujo de la ICDA, el operador deberá utilizar el

más alto ángulo de inclinación crítico resultante de la combinación de parámetros

de proceso (es decir, la presión, temperatura, y velocidad superficial del gas) a la

que la tubería ha sido expuesto a lo largo de su historia operativa. Si la historia de

las condiciones de flujo está bien documentada, la selección del ángulo de

inclinación crítico puede ser óptima.

4.2.3.2.2. Cálculo del perfil de inclinación. Se deberá calcular el perfil de inclinación de la tubería. La precisión del

perfil de inclinación es crítica para el éxito de la ICDA, y la exactitud de los

métodos para medir el perfil debe ser documentada (incluido el examen de la

tubería de la profundidad de la cubierta).

El perfil de inclinación se compone de varios conjuntos de datos de puntos

de cada región ICDA examinados y se calcula mediante la ecuación:

En las mediciones de elevación se debe tomar intervalos que capturan

todos los cambios relevantes en el perfil de inclinación. El intervalo mínimo

depende de la tubería específica que está siendo evaluado, el terreno, y otras

características. La incertidumbre en el perfil de inclinación debe ser estimada en

base a la exactitud de los datos de elevación.

Se documenta el procedimiento de recolección de los datos de elevación,

los datos de elevación obtenidos y las hipótesis formuladas en este proceso, el

Ecuación 4.8

Página | 102

método para determinar la incertidumbre del perfil de inclinación, y esta

incertidumbre.

4.2.3.2.3. Selección del sitio � General. Lugares en los que la corrosión interna puede existir, se determinará

mediante la integración de los resultados de los modelos de flujo con el perfil

inclinación de la tubería. La selección debe incluir la consideración de los ángulos

de inclinación en los cruces de carreteras, ríos, zanjas de drenaje, y otros lugares.

Se identifica posibles sitios de corrosión interna, la acumulación de

líquidos podría ocurrir en base a la comparación de los cálculos del ángulo de

inclinación críticos con los resultados del perfil de elevación.

Si ha habido flujo bidireccional a través de la tubería, las inclinaciones de

la dirección opuesta, se considerarán como regiones ICDA separadas, y cada

dirección debe tratarse por separado.

Se espera que ocurra acumulación de agua en tramos de subida (o en el

inicio de los tramos de subida) de la tubería en la dirección del flujo.

4.2.3.2.4. Selección del Sitio � Específico. Si los datos recogidos incluyen información acerca del período de tiempo

de una tubería, rangos de velocidad experimentados, se debe evaluar la

importancia de los rangos utilizando modelos de flujo.

Para cada región de la ICDA, se debe encontrar el primer ducto de

inclinación aguas abajo desde el principio de la región, mayor que el ángulo de

inclinación crítico determinado por la gama de condiciones de funcionamiento y

los resultados de los modelos de flujo.

Si todas las inclinaciones tienen ángulos más pequeños que el crítico, Se

elige el ángulo de mayor inclinación en la región ICDA.

Página | 103

Para un cambio de elevación pequeño, asociado con una función (por

ejemplo, un cruce de carretera), la acumulación de agua se produce comúnmente

en el segmento corto cuesta arriba, lo que indica una sección limitada de la

tubería para examinar o inspeccionar.

Cuando existe, una larga cuesta arriba como la que se encuentra en una

colina o montaña, la identificación de la ubicación de la acumulación del líquido

dentro de la sección de la tubería puede ser más difícil, y la ubicación de la

acumulación del líquido puede producirse en un área mayor.

En algunos casos, drips u otros componentes de la instalación donde se

acumulan líquido pueden servir como puntos de examen detallado. Si ellos no se

pueden utilizar como puntos de examen, éstos deberán evaluarse por separado.

Los componentes pueden ser utilizados como puntos de examen de la ICDA si

se puede demostrar, que ellos:

Tienen una operación de diseño y mantenimiento que efectivamente

atrapa líquidos

Tienen un ambiente de corrosión que, o bien es representativa o es más

grave que la que existe en la tubería.

4.2.3.2.5. Comparación y Análisis. Para todos aquellos casos en que �i � � (critico), se tiene un posible punto

de acumulación de líquido, es decir una ubicación ICDA.

Las ubicaciones ICDA se determinan en función del análisis de la

información de la Etapa 1: pre evaluación y de análisis de ángulos críticos.

Se evaluarán los resultados de la inspección indirecta. Se recogerán los

datos adicionales, y si es necesario el análisis debería repetirse.

Página | 104

4.2.3.3. Inspección directa ICDA. Los objetivos de la Inspección Directa ICDA son:

Para determinar si la corrosión interna existe en lugares seleccionados en

la Inspección Indirecta ICDA.

Utilizar los resultados para evaluar el estado general de la región DG-

ICDA.

Este procedimiento detallado se centra en los esfuerzos de la exploración

de ubicaciones y sus características más probabilidades de experimentar

corrosión interna.

Se debe realizar la excavación y la posterior inspección suficiente para

identificar y caracterizar las características de corrosión interna en el tubo.

Durante la fase de examen detallado, defectos que no sean la corrosión

interna se pueden encontrar, tales como corrosión externa, daños mecánicos, y

SCC (corrosión bajo tensión), los métodos alternativos deben ser considerados

para evaluar el impacto de tales tipos de defectos.

Los métodos alternativos se dan en ASME B31.8, API 1160, ANSI/API

579, BS 7910, normas NACE, normas internacionales, y otros documentos.

La prioridad en el que se realizan excavaciones y exámenes detallados se

determinará mediante la comparación de los resultados del modelo de flujo con el

perfil de la inclinación de la tubería.

Una alternativa al proceso de examen detallado, es optimizar el número de

excavaciones necesarias para la evaluación de la ICDA por análisis de ingeniería

(incluyendo métodos probabilísticos). El uso de un enfoque alternativo deberá

estar justificada técnicamente, la metodología, así como documentado.

4.2.3.3.1. Proceso de examen detallado. La selección y análisis de sitios para su examen detallado se basarán en

el diagrama de flujo que detalla todo el proceso. Como se muestra en el ANEXO

Página | 105

A. Cualquier desviación de este proceso debe ser técnicamente justificada y con

las razones documentadas.

En resumen, lugares con inclinación mayor que el ángulo crítico deben ser

examinados. Dos posiciones consecutivas deben encontrarse libres de corrosión

interna para completar la evaluación. Además, un tercer examen en proximidades

de la ubicación con inclinación mayor que el ángulo crítico sirve como validación

de la evaluación.

Si no existen ángulos mayores que el crítico, el más grande debe ser

examinado. Si no se encuentra la corrosión, se selecciona la siguiente ubicación

aguas abajo. Si no se encuentra a la corrosión, una ubicación adicional (al lado

más grande) sirve como validación.

Para tener en cuenta el flujo mínimo anterior (es decir, si el flujo en estado

estacionario no se puede documentar), al menos dos inspecciones se deben

realizar, que se define entre el comienzo de la región de la ICDA y el primer sitio

examinado. Si sólo hay una ubicación con inclinación aguas arriba de la primera

inspeccionada, sólo un sitio debe ser inspeccionado en la subregión. Si no hay

lugares con inclinaciones de la subregión, no es necesario inspeccionar en esa

subregión. Si la tubería ha experimentado el flujo bidireccional, se considerará el

efecto(s) de cambiar la dirección del flujo en la distribución de la corrosión en los

sitios seleccionados. Esto es, además de tratar las direcciones de ida, se trata

como regiones separadas.

Uno de los siguientes criterios se utilizará en las mediciones para

determinar la presencia significativa de corrosión interna. Estos criterios son la

base para determinar el número de exámenes detallados requeridos.

La pérdida de metal por la corrosión interna se considera significativa si el

espesor de la pared es menor que el mínimo nominal especificado

(compensación por la pérdida de metal de la corrosión externa se puede hacer).

Página | 106

Por ejemplo, las tuberías que operan a menos de 72% del límite elástico mínimo

especificado (SMYS) tendrían un criterio de 10% (basado en la tolerancia de la

pared24) para indicar la presencia de la corrosión interna. En este caso, los sitios

de excavación adicionales para ICDA se activan cuando el espesor de la pared es

menos de 90% del espesor especificado.

Un análisis de tuberías específico se puede realizar para desarrollar

criterios significativos de corrosión interna. El análisis podría incluir la

consideración de pérdida de metal y los años de servicio de la tubería.

Cuando el proceso de examen detallado identifica la existencia de

corrosión interna grave, se deberá volver a la pre-evaluación, ya que la

aplicabilidad de la ICDA está en cuestión.

Cuando se realiza la etapa de examen detallado, Se realizan mediciones

detalladas, y precisas del espesor de la pared, así como determinar la longitud

axial de las indicaciones de pérdida de pared presentes. La longitud de la tubería

afectada por la acumulación de agua puede ser importante en algunas

situaciones, y se debe tener cuidado en la selección adecuada de la técnica de

NDE.

El resto de valores de espesor de pared deben ser identificados.

Métodos de ensayo no destructivos utilizados para determinar el espesor

de la tubería en las zonas corroídas se realizarán de conformidad con los

procedimientos y normas NACE aplicables por personas calificadas.

Se deberá evaluar o calcular la fuerza restante de los lugares donde se

encuentra la corrosión. Ejemplos de métodos de cálculo de la fuerza restante se

encuentra en la norma ASME B31G.

24 API Specification 5L (latest revision), �Specification for Line Pipe� (Washington, DC: API).

Página | 107

Los procedimientos de inspección, los datos detallados de espesor de

pared, y los cálculos de resistencia deben ser conservados para los registros

ICDA del gasoducto. 4.2.3.3.2. Otros componentes de las instalaciones.

En algunos casos, los drips u otros componentes de las instalaciones

pueden servir como puntos de examen ICDA

Si la geometría de la instalación restringe la evaporación, es posible que la

corrosión sea más grave en el interior del aparato, incluso si se encuentran aguas

abajo de la línea principal con una inclinación mayor que el ángulo crítico. Por lo

tanto, se deberá examinar al menos un dispositivo Por lo tanto, el operador de

canalización examinará al menos un accesorio de diseño similar donde el agua

puede ser atrapada directamente aguas abajo de un ducto de inclinación con un

ángulo mayor que crítico. La decisión de no realizar los exámenes de otras

instalaciones aguas abajo debe ser justificada y documentada.

4.2.3.3.3. Excavación e inspección. Se debe utilizar las normas suplementarias para realizar la detección y

mitigación de la corrosión debido a que estos no se incluyen en el alcance de la

norma ICDA. Sin embargo, se recomiendan mejoras para el monitoreo en tiempo

real y la accesibilidad futura de la ICDA, aparatos que deben ser instalados al

mismo tiempo que las excavaciones / inspecciones.

Una vez que el sitio ha sido expuesto, se puede instalar un dispositivo de

control de la corrosión (por ejemplo, cupón, sonda electrónica, sensor ultrasónico,

o matriz de resistencia eléctrica, etc.) que permiten determinar los intervalos de

inspección y se benefician de vigilancia en los lugares más susceptibles a

corrosión interna.

Página | 108

No se espera que Cupones instalados en ubicaciones arbitrarias (por

ejemplo, el extremo de la tubería) para representar una tubería con la corrosión

interna que varía con la localización.

Los resultados de la herramienta I.L.I. (u otra evaluación), para una parte

aguas arriba de la tubería dentro de una región pueden proporcionar información

que puede ser utilizada para ayudar a evaluar la condición de aguas abajo de la

tubería donde un chancho no se puede ejecutar.

Debido a que ICDA predice que la corrosión es más probable hacia arriba

que abajo, verificación de la integridad de los lugares aguas arriba permite una

conclusión que se puede extraer sobre las ubicaciones de aguas abajo.

Uso de los datos de I.L.I. para una evaluación detallada debe ser

complementado por la excavación y la inspección de acuerdo con los sitios

identificados en la etapa de inspección indirecta del ICDA.

Si se determina que los lugares más susceptibles a la corrosión interna

debido a la presencia de acumulación de agua están libres de la pérdida de

metal, la integridad de una gran parte de kilometraje tubería ha sido asegurada en

relación con esta amenaza a la corrosión, y los recursos se centrarán en las

tuberías que son más probables a la corrosión interna. 4.2.3.3.4. Ensayos no destructivos (E.N.D.) para determinar el espesor

del ducto. Los ensayos no destructivos son pruebas utilizadas para determinar el

estado físico y mecánico de los equipos y facilidades, sin alterar las propiedades

físicas, químicas, mecánicas o dimensionales del material, mediante el uso de

fenómenos físicos tales como: ondas electromagnéticas, acústicas, emisión de

partículas subatómicas y capilaridad entre otros. No obstante, cuando se aplica

Página | 109

este tipo de pruebas no se busca determinar las propiedades físicas inherentes

de la pieza, sino verificar su homogeneidad y continuidad.

De acuerdo con su aplicación, los ensayos no destructivos, se divide en:

· Técnicas de inspección superficial.

· Técnicas de inspección volumétrica.

· Técnicas de inspección de la integridad o hermeticidad.

Tabla 4.1. Ensayos no destructivos (END).

TECNICAS DE INSPECCIÓN SUPERFICIAL

Mediante éstas sólo se comprueba la integridad superficial de un material. Por tal razón su aplicación

es conveniente cuando es necesario detectar discontinuidades que están en la superficie, abiertas a

éstas o a profundidades menores a 3mm. Este tipo de inspecciones se realiza por medio de

cualquiera de los siguientes ensayos no destructivos.

Inspección visual (VT)

Esta es una técnica que requiere de una gran cantidad de información

acerca de las características de la pieza a ser examinada, para una

acertada interpretación de las posibles indicaciones. Está ampliamente

demostrado que cuando se aplica correctamente como inspección

preventiva, detecta problemas que pudieran ser mayores en los pasos

subsecuentes de producción o durante el servicio de la pieza. Aun cuando

para ciertas aplicaciones no es recomendable, es factible detectar muchos

problemas en caso determinados, mediante la inspección realizada por una

persona bien entrenada. Una persona con �ojo entrenado� es alguien que ha

aprendido a ver las cosas en detalle. Al principio todos asumimos que es

fácil adquirir esta habilidad; sin embargo requiere de ardua preparación y

experiencia.

Tal vez uno de los mayores problemas de la aplicación de la inspección

visual es enseñar y hacer comprender a los inspectores que no se puede ver

todo tan sólo con la observación directa y que en algunas ocasiones es

necesario saber leer planos y dibujos técnicos; o bien, saber emplear

diferentes instrumentos para ayudar a la Inspección visual. Por otra parte,

Página | 110

los avances tecnológicos han permitido: La adaptación de sistemas de gran

iluminación por medio de fibras ópticas. El empleo de sistemas de video

para el registro permanente de la inspección y de sistemas cromáticos (a

colores) para una mejor inspección de interiores.

Líquidos penetrantes

(PT)

La inspección por líquidos penetrantes es empleada para detectar e indicar

discontinuidades que afloran a la superficie de los materiales examinados.

En términos generales, esta prueba consiste en aplicar un líquido coloreado

o fluorescente a la superficie a examinar, el cual penetra en las

discontinuidades del material debido al fenómeno de capilaridad. Después

de cierto tiempo, se remueve el exceso de penetrante y se aplica un

revelador, el cual generalmente es un polvo blanco, que absorbe el líquido

que ha penetrado en la discontinuidad y sobre la capa de revelador se

delinea el contorno de ésta. Actualmente existen 18 posibles variantes de

inspección empleando este método; cada una de ellas ha sido desarrollada

para una aplicación y sensibilidad especifica. Así por ejemplo, si se

requiere detectar discontinuidades con un tamaño de aproximadamente

medio milímetro (0,012� aprox.), debe emplearse un penetrante fluorescente,

removible por post-emulsificación y un revelador seco. Por otra parte, si lo

que se necesita es detectar discontinuidades mayores a 2,5 mm (0,100�

aprox.), conviene emplear un penetrante contraste, lavable con agua y un

revelador en suspensión acuosa. Las aplicaciones de los líquidos

penetrantes son amplias y por su gran versatilidad se utilizan desde la

inspección de piezas críticas, cono son los componentes aeronáuticos,

hasta los cerámicos como las vajillas de uso doméstico.

Partículas magnéticas

(MT)

La inspección por partículas magnéticas permite detectar discontinuidades

superficiales y subsuperficiales en materiales ferromagnéticos. Se

selecciona usualmente cuando se requiere una inspección más rápida que

con los líquidos penetrantes.

El principio del método es la formación de distorsiones del campo

magnético o de los polos cuando se genera o se induce éste en un material

ferromagnético; es decir, cuando la pieza presenta una zona en la que

existen discontinuidades perpendiculares a las líneas del campo

magnético, este se deforma o produce polo. Las distorsiones o polos

Página | 111

atraen a las partículas magnéticas, que fueron aplicadas en forma de polvo

o suspensión en la superficie sujeta a inspección y que por acumulación

producen las indicaciones que se observan visualmente de manera

directa o bajo luz ultravioleta. Actualmente existen 32 variantes del

método, que al igual que los líquidos penetrantes sirven para diferentes

aplicaciones y niveles de sensibilidad. En este caso, antes de seleccionar

alguna de las variantes, es conveniente estudiar el tipo.

Electromagnetismo

(ET)

El electromagnetismo, anteriormente llamado Corrientes de Eddy o de

Foucault, se emplea para inspeccionar materiales que sean

electroconductores, siendo especialmente aplicable a aquellos que no

son ferromagnéticos. La inspección por Corriente de Eddy está basada en

el efecto de inducción electromagnética. Su principio de operación es el

siguiente:

Se emplea un generador de corriente alterna, con una frecuencia

generalmente comprendida entre 500 Hz y 5.000 Hz. El generador de

corriente alterna se conecta a una bobina de prueba, que en su

momento produce un campo magnético. Si la bobina se coloca cerca de

un material que es eléctricamente conductor, el campo magnético de la

bobina, llamado primario, inducirá una corriente eléctrica en el material

inspeccionado. A su vez, esta corriente generará un nuevo campo

magnético (campo secundario), que será proporcional al primario, pero

de signo contrario. En el momento en que la corriente de la bobina se

vuelve cero, el campo magnético secundario inducirá una nueva corriente

eléctrica en la bobina. Este efecto se repetirá cuantas veces la corriente

cambie de fase (al pasar de positivo a negativo y viceversa). Es predecible

que el electromagnetismo se generará entre conductores adyacentes

en cualquier momento en que fluya una corriente alterna.

Este técnica cuenta con una amplia gama de alternativas, cada una

con un objetivo específico de detección; por lo que antes de comprar un

equipo a las sondas es necesario definir la forma del material que se va a

inspeccionar, la localización y el tipo de discontinuidades que se deseen

detectar y evaluar, con el fin de tener el equipo más versátil y adecuado para

la inspección.

Página | 112

TÉCNICAS DE INSPECCIÓN VOLUMÉTRICA

Su aplicación permite conocer la integridad de un material en su espesor y detectar discontinuidades

internas que no son visibles en la superficie de la pieza. Este tipo de inspección se realiza por medio

de cualquiera de los siguientes ensayos.

Radiografía

industrial (RT)

El caso de la radiografía industrial, como ensayo no destructivo, es muy

interesante, pues permite asegurar la integridad y confiabilidad de un producto;

además, proporciona información para el desarrollo de mejores técnicas de

producción y para el perfeccionamiento de un producto en particular. La

Inspección por RT se define como un procedimiento de inspección no destructivo

de tipo físico, diseñado para detectar discontinuidades macroscópicas y

variaciones en la estructura interna o configuración física de un material. En la

Figura 4.9 se muestra una imagen del arreglo radiográfico empleado con mayor

frecuencia.

Figura 4.9. Arreglo radiográfico convencional.

Fuente: CENDE. Capacitación en Ensayos no Destructivos del Ecuador, Quito. 2004

Al aplicar RT, normalmente se obtiene una imagen de la estructura interna de una

pieza o componente, debido a que este método emplea radiación de alta energía,

que es capaz de penetrar materiales sólidos, por lo que el propósito principal de

este tipo de inspección es la obtención de registros permanentes para el estudio y

Página | 113

evaluación de discontinuidades presentes en dicho material.

El principio físico en el que se basa esta técnica es la interacción entre la materia

y la radiación electromagnética, siendo esta última de una longitud de onda muy

corta y de alta energía.

Durante la exposición radiográfica, la energía de los rayos x o Gamma es

absorbida o atenuada al atravesar un material. Esta atenuación es proporcional a

la densidad, espesor y configuración del material inspeccionado.

Esta radiación provoca la impresión de la película radiográfica, que corresponde

al negativo de una fotografía. Entre mayor sea la cantidad de radiación

que incida sobre la película, más se ennegrecerá ésta.

Ultrasonido

industrial (UT)

La inspección por Ultrasonido Industrial (UT) se define como un procedimiento de

inspección no destructiva de tipo mecánico, que se base en la impedancia

acústica, la que se manifiesta como el producto de la velocidad máxima de

propagación del sonido entre la densidad de un material.

Los equipos de ultrasonido que empleamos actualmente permiten detectar

discontinuidades superficiales, subsuperficiales e internas, dependiendo del tipo

de palpador utilizado y de las frecuencias que se seleccionen dentro de un ámbito

de 0,25 hasta 25 MHz.

El Ultrasonido Industrial es un ensayo no destructivo ampliamente difundido en la

evaluación de materiales metálicos y no metálicos. Es frecuente su empleo para

la medición de espesores, detección de zonas de corrosión, detección de

defectos en piezas que han sido fundidas y forjadas, laminadas o soldadas; en las

aplicaciones de nuevos materiales como son los metalcerámicos y los materiales

compuestos, ha tenido una gran aceptación, por lo sencillo y fácil de aplicar como

método de inspección para el control de calidad de materiales, bien en el estudio

de defectos (internos, subsuperficiales y superficiales) y en la toma de

mediciones como: medición de espesores (recipientes de acero, capa de grasa

en animales, etc.), medición de dureza, determinación del nivel de líquido, etc.,

Emisión acústica

El principio de la Emisión Acústica (AET) es la detección de ondas elásticas que

se crean de forma espontánea en aquellos puntos del material que se está

deformando de manera elástica o plástica, al ser sometido a un esfuerzo (carga

Página | 114

estática o dinámica), o por esfuerzos residuales que están presentes en el

material. Las deformaciones del tipo cortante o que produzcan deslizamiento de

los planos cristalinos son las fuentes principales de la emisión acústica. En el

caso de los metales, la emisión detecta la acumulación de los

deslizamientos y dislocaciones intercristalinas, que en caso de continuar el

esfuerzo darán inicio a una fractura.

Es conveniente mencionar que cuando un material está sano, la emisión más

intensa se produce en la porción elástica de la curva de esfuerzo � deformación,

alcanzando su máximo en el punto del límite elástico; a partir del cual la emisión

decrece abruptamente. La posible causa de este comportamiento es el efecto que

puede tener sobre la movilidad de los planos de dislocación el endurecimiento

por deformación que presenta el material al ser sometido a tensión. Sin

embargo, cuando el material presenta una discontinuidad y ésta se propaga,

se tiene una emisión constante que se va incrementando hasta que el material

falla por fractura. Tal vez uno de los inconvenientes que presenta esta técnica de

inspección es que la emisión continua es un proceso irreversible (efecto Kaiser);

esto quiere decir que una vez que el material ha sido sometido a esfuerzo hasta

un valor determinado, y después e reduce el esfuerzo, cuando se vuelva a

someter a tensión el material, la emisión se iniciará sino hasta que se exceda el

valor máximo del primer esfuerzo.

TÉCNICAS DE INSPECCIÓN DE LA INTEGRIDAD O HERMETICIDAD

Son aquellas en las que se comprueba la capacidad de un componente o de un recipiente para

contener un fluido (líquido o gaseoso) a una presión superior, igual o inferior a la atmósfera, sin que

existan pérdidas apreciables de presión o de volumen del fluido de prueba en un período previamente

establecido. Este tipo de inspección se realiza empleando cualquiera de los siguientes ensayos:

Pruebas por cambio de presión: Hidrostáticas y Neumática.

Pruebas por pérdida de fluido: Cámara de burbuja, Detector de halógenos, Espectrómetro de masas,

Detector ultrasónico, Cámara de vacío.

Fuente: Elaboración propia.

Página | 115

4.2.3.4. Post-evaluación y monitoreo. El plan ICDA debe contener provisiones para evaluar la efectividad del

método y para monitorear los segmentos donde se haya detectado corrosión

interna.

4.2.3.4.1. Evaluación de la efectividad del método. En un plazo no superior a un año se debe evaluar la efectividad del

método como una herramienta útil para abordar la amenaza de corrosión interna

y determinar si un determinado segmento debe ser re-evaluado.

La eficacia del proceso ICDA se determina por la correlación entre la

corrosión detectada y las localizaciones predichas para ICDA.

Las mejoras como resultado de esta evaluación se incorporarán en las

futuras aplicaciones de la ICDA.

4.2.3.4.2. Re-evaluación y monitoreo continuo. Se deberá monitorear en forma permanente todos los segmentos del

ducto donde se haya detectado corrosión interna utilizando técnicas como

cupones, probetas o ultrasonido, donde se extraiga en forma periódica líquido de

los puntos bajos, y donde se analice químicamente dichos líquidos en busca de

productos de la corrosión.

Se debe establecer la periodicidad del monitoreo y el análisis de líquidos

en función de todas las evaluaciones de integridad disponibles y los factores de

riesgo específicos de cada segmento de ducto.

Si se descubre evidencia de productos de la corrosión debe:

Realizar inspecciones directas aguas abajo del punto donde el electrolito

pudo haber entrado al ducto.

Página | 116

Evaluar el segmento utilizando alguno de los otros métodos de inspección

establecidos en el plan de inspección.

4.2.3.5. Registros ICDA. A continuación se detallan los registros que deben guardarse y/o generase

en cada de las etapas del método. Todas las decisiones que se tomen durante el

desarrollo del mismo deben quedar debidamente documentadas. Los registros

deben guardarse por toda la vida del ducto.

4.2.3.5.1. Documentación de la Pre-evaluación. Se registrarán todas las medidas y decisiones tomadas en la pre-

evaluación. Tal como:

Los elementos de datos recogidos para el segmento a evaluar, de acuerdo

con la Tabla 4.2.:

Tabla 4.2. Datos esenciales para el uso de la metodología ICDA

CATEGORIA

Historial de Funcionamiento Ubicaciones de las Entradas y Salidas

Longitud Definida Inhibidor de Corrosión

Perfil de Elevaciones Información de la Prueba Hidrostática

Características de las Inclinaciones Datos de Reparación/Mantenimiento

Diámetro y Espesor de la Pared Localización de Fugas

Presión de Funcionamiento Calidad del Gas

Tasa de Flujo Monitoreo de la Corrosión

Temperatura Existencia y Ubicación de Recubrimientos

Contenido de Vapor de Agua

Fuente: NACE SP0206 Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carrying

Normally Dry Natural Gas (ICDA).

Página | 117

Los métodos y procedimientos utilizados para integrar los datos recogidos

para determinar cuándo pueden y no se pueden utilizar las herramientas de

inspección indirectos.

Características y límites de las regiones ICDA.

4.2.3.5.2. Inspección indirecta. Se registrarán todas las acciones y decisiones de inspección indirecta.

Estos pueden incluir, pero no se limitan a lo siguiente:

Ubicaciones Geográficamente referenciadas del punto de cada región de

la ICDA y cada punto fijo utilizado para determinar la ubicación de cada medición

inicial y final.

Procedimientos para determinar la precisión de los perfiles de inclinación.

4.2.3.5.3. Inspección directa. Se registrarán todas las decisiones y acciones detalladas de fiscalización.

Estos pueden incluir, pero no se limitan a lo siguiente:

· Los datos recogidos antes y después de la excavación.

· Medida de pérdida de metal por corrosión.

· Los datos usados para identificar otras áreas que pueden ser

susceptibles a la corrosión.

· Los datos utilizados para estimar las tasas de crecimiento de corrosión.

· Planes para las actividades de mitigación.

· Descripciones y justificaciones de la selección de otros sitios adiciones

o re-priorizaciones.

4.2.3.5.4. Post-Evaluación. Se registrarán todas las medidas y decisiones posteriores a la evaluación.

Estos pueden incluir, pero no se limitan a, los siguientes:

Página | 118

· Los resultados y el método de cálculo de vida remanente.

· Determinación del tamaño máximo de daños que permanecen.

· Cálculo de la tasa de corrosión.

· Método de evaluación de la vida restante.

· Resultados de las fuerzas restantes.

Re-evaluación de los intervalos, que incluye técnicas de justificación para

seleccionar el método de re-evaluación y actividades programadas.

· Criterios utilizados para evaluar la efectividad del método y sus

resultados.

· Datos e información de las evaluaciones periódicas.

· Monitorear los registros.

Página | 119

CAPITULO V

APLICACIÓN PRÁCTICA DE LA METODOLOGÍA ICDA GASODUCTO

AL ALTIPLANO (GAA)

El Gasoducto de interés tiene diámetros de 10 y 6 pulgadas, con una

longitud total de 779 kilómetros, Las condiciones de proceso se muestran a

continuación. (Tabla 5.1.)

La tubería de interés se divide en 8 tramos principales:

Tabla 5.1. Especificaciones del Gasoducto al Altiplano GAA.

DUCTO PRESIÓN

(psig)

LONGITUD

(mts.)

DIÁMETRO

(plg.)

DIÁMETRO

INTERNO

(plg.)

ESPESOR

(plg.)

CAUDAL

(MMPCD)

Rio Grande �

Samaipata(119km) 1420 118934 10 9.5 0.25 47.5

Samaipata �

Oconi(233km) 1420 114087 10 9.5 0.25 47.5

Oconi �

Buena Vista(249km) 1420 61771 10 9.5 0.25 47.5

Buena Vista �

Huayñacota(430km) 1420 136192 10 9.5 0.25 47.5

Huayñacota �

Parotani(454km) 1420 23230 10 9.5 0.25 47.5

Parotani �

Oruro(580km) 1420 125695 6 5.562 0.219 20.6

Oruro �

Sica Sica(686km) 1420 106870 6 5.562 0.219 17

Sica Sica �

Senkata(780km) 1420 92507 6 5.562 0.219 17

Fuente: Y.P.F.B. Transporte

Pág

ina

| 120

Figura 5.1. Gasoducto al Altiplano (GAA)

Fuente: YPFB Transporte S.A. Revista Trimestral Septiembre 2010

Página | 121

5.1. METODOLOGÍA ICDA � EVALUACIÓN DIRECTA DE LA CORROSIÓN

INTERNA.

5.1.1. PRE-EVALUACIÓN DE LA METODOLOGÍA ICDA.

Los datos históricos de interés, se muestran a continuación:

Tabla 5.2. Datos operacionales Gasoducto al Altiplano GAA.

DUCTO ESPESOR

(plg.)

ESPECIFICACIÓN

API

DIÁMETRO

(plg.)

OPERACIÓN

PRESIÓN

OPERACIÓN

UBICACIÓN TRAMO LONGITUD

(metros) TOTAL

(km.)

Inicio Años Aéreo Enterrado Progresiva

(km)

Rio Grande

Samaipata 0.25 5LX-52 10 1983 29 1420 51 75

118934

119km

779.3

Samaipata

Oconi 0.25 5LX-52 10 1983 29 1420 60 48

114087

233km

Oconi �

Buena Vista 0.25 5LX-52 10 1983 29 1420 50 12

61771

249km

Buena Vista

Huayñacota 0.25 5LX-52 10 1983 29 1420 43 93

136192

430km

Huayñacota

Parotani 0.25 5LX-52 10 1983 29 1420 10 13

23230

545km

Parotani �

Oruro 0.219 5LX-52 6 1968 44 1420 99 27

125695

580km

Oruro �

Sica Sica 0.219 5LX-52 6 1968 44 1420 81 25

106870

686km

Sica Sica �

Senkata 0.219 5LX-52 6 1968 44 1420 77 15

92507

780km

Fuente: Y.P.F.B. Transporte

La información completa de los datos operacionales así como del perfil de

elevaciones, se muestra en el ANEXO B.

Al contar con toda la información necesaria, es factible llevar a cabo la

metodología ICDA en el Gasoducto al Altiplano, teniendo en cuenta que el cambio

Página | 122

brusco de elevaciones es debido a la geografía por la que recorre el gasoducto.

Inmediatamente pasamos al siguiente paso.

5.1.2. EVALUACIÓN INDIRECTA DE LA METODOLOGÍA ICDA.

Identificamos los lugares más probables de acumulación de agua:

5.1.2.1. Ángulo crítico.

La temperatura es relativamente constante ~ 16 ° C (289 K o 61 ° F).

Los datos usados para el cálculo del ángulo de crítico de inclinación son:

· Diámetro interno de la tubería (ID).

· La presión de funcionamiento (P).

· La temperatura media (T).

· La tasa de flujo.

· La densidad del líquido (�L) (1 g/cm3).

· El peso molecular (MW) del gas (metano 16 g/g-mol).

Las constantes son: la gravedad g = 9,81 m/s2 (32.17 pies/s2); constante

universal de los gases ideales R = 8.314 Pa-m3/g-mol/K (1.987 BTU/lb-mol/R), y

el factor de compresibilidad, Z = 0.83.

Para encontrar la densidad del gas, utilizamos la siguiente ecuación:

Donde la Presión de Operación es:

Reemplazando en la Ecuación 5.1, se tiene:

Ecuación 5.1

Página | 123

Ahora, la velocidad superficial del flujo de gas en la tubería. Si el caudal

está en unidades estándar (STP), utilice la ley de los gases ideales (PV = nRT)

para convertir a la presión de operación (OP) del caudal o caudal a las

condiciones específicas, como se muestra a continuación:

Por la ley de los gases ideales:

R y n se cancelan, y la tasa de flujo puede ser considerado proporcional al

volumen, por lo tanto, se puede reorganizar para obtener la tasa de flujo a la

presión de operación (OP) proporcionada por la tasa de flujo máxima estándar

(STP), como se muestra en la siguiente ecuación:

· Para el tramo RIO GRANDE � PAROTANI, donde el caudal es

constante (47.5 MMpcd):

El caudal:

Reemplazando en la Ecuación 5.3:

Ecuación 5.2

Ecuación 5.3

Página | 124

Donde:

Condiciones estándar P = 0.101325 MPa y T = 273 K

Para calcular la velocidad superficial:

El Diámetro Interno es:

Para encontrar el ángulo de inclinación crítico, �, se debe resolver la

siguiente ecuación:

Para 47.5 MMPCD, el ángulo de inclinación crítico es 11 grados.

· Para el tramo PAROTANI � ORURO, donde el caudal es constante

(20.6 MMpcd):

Ecuación 5.4

Ecuación 5.5

Página | 125

Reemplazando en la Ecuación 5.6:

Donde:

Condiciones estándar P = 0.101325 MPa y T = 273 K

Para calcular la velocidad superficial:

El Diámetro Interno es:

Para encontrar el ángulo de inclinación crítico, �, se debe resolver la

siguiente ecuación:

Ecuación 5.6

Ecuación 5.7

Ecuación 5.8

Página | 126

Para 20.6 MMPCD, el ángulo de inclinación crítico es 36 grados.

· Para el tramo ORURO � SENKATA, se tiene un caudal constante

(17 MMpcd):

Reemplazando en la Ecuación 5.9:

Donde:

Condiciones estándar P = 0.101325 MPa y T = 273 K

Para calcular la velocidad superficial:

El Diámetro Interno es:

Ecuación 5.9

Ecuación 5.10

Página | 127

Para encontrar el ángulo de inclinación crítico, �, se debe resolver la

siguiente ecuación:

Para 17 MMPCD, el ángulo de inclinación crítico es 23 grados.

Reuniendo todos los datos obtenidos se tiene la siguiente tabla:

Tabla 5.3. Especificaciones de Gasoductos al Altiplano � GAA.

TRAMO CAUDAL (MMPCD)

DIAMETRO INTERNO

(PULGADAS)

VELOCIDAD SUPERFICIAL

(m/s)

ANGULO DE INCLINACIÓN

CRÍTICO (GRADOS)

RIO GRANDE � PAROTANI

47.5 9.5 3.1 11

PAROTANI � ORURO

20.6 5.562 3.91 36

ORURO � SENKATA

17 5.562 3.23 23

Fuente: Elaboración propia.

Ecuación 5.11

Página | 128

5.1.2.2. Perfil de inclinación.

Con los datos del perfil de elevación, se procede a calcular el perfil de

inclinación de la tubería.

El perfil de elevación se determinó utilizando un sistema estático de

posicionamiento global (GPS) para la unidad de posición y elevación del terreno,

y un localizador de tubería para la profundidad de la cubierta. El perfil de

inclinación de la tubería se calcula a partir de los siguientes datos. Para cada

segmento, el ángulo de inclinación puede ser representado de la siguiente forma:

· Para una distancia de 1000 metros y una elevación de 364 metros

sobre el nivel del mar, siendo estos los primeros datos que se tiene

como referencia.

Reemplazando los datos resultados obtenidos en la Ecuación 5.12, se

tiene la inclinación para el primer punto:

· Para una distancia de 2000 metros y una elevación de 367 metros

sobre el nivel del mar, se tiene:

Ecuación 5.12

Página | 129

Reemplazando los datos resultados obtenidos en la Ecuación 5.12, se

tiene la inclinación para el segundo punto:

Se realiza este cálculo para todos los datos de elevación y distancia.

El perfil de inclinación completo se muestra en el ANEXO B, de este

documento.

5.1.2.2.1. Comparación.

La comparación de resultados se la realiza con loa cálculos de inclinación

críticos y los resultados del perfil de elevación.

· Para el primer punto tenemos:

�i (Ángulo de inclinación)= 0

� (Ángulo crítico)= 11

�i = 0 < � = 11

Para todos aquellos casos en que �i � � (critico), se tiene un posible punto

de acumulación de líquido, es decir una ubicación ICDA.

El perfil de elevación y el perfil de inclinación se muestran juntos en la

Figura 5.2, las inclinaciones de interés se amplían en la Figuras 5.3, para

mostrar ángulos de inclinación mayor que el ángulo de inclinación crítico para

cada región. Resultados de una inspección teórica se muestran en la Tabla 5.3.

Página | 130

Figura 5.2. Perfil de inclinación y elevación, con ángulos críticos de inclinación.

Fuente: Elaboración Propia.

5.1.3. EVALUACIÓN DIRECTA DE LA METODOLOGÍA ICDA.

La Figura 5.2 nos muestra que, toda la longitud en los tramos PAROTANI-

ORURO y ORURO-SENKATA, se encuentran fuera de posibles daños por

corrosión.

Por otro lado, el tramo RIO GRANDE � PAROTANI cuenta con 18 puntos

considerables para el estudio, a continuación se amplían los puntos críticos en la

Figura 5.3.:

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000

Án

gulo

de

Incl

inac

ión

Ele

vaci

on

m.s

.n.m

Progresiva en metros

Elevacion (msnm) Inclinacion Angulo Critico

Página | 131

Figura 5.3. Perfil de inclinación y elevación con puntos críticos.

Fuente: Elaboración Propia.

Tabla 5.4. Puntos críticos de inspección.

Número de

Inspección

Distancia

(m)

Angulo de

Inclinación (grados)

Angulo

Crítico

Corrosión

Interna

1 78000 14.48 11 SI

2 80000 18.30 11 SI

3 87000 11.54 11 SI

4 88000 14.48 11 SI

5 132000 11.54 11 SI

6 146000 14.48 11 SI

7 147000 11.54 11 SI

8 150000 11.54 11 SI

9 250000 12.83 11 SI

10 251000 18.78 11 SI

11 255000 11.54 11 SI

12 257000 11.07 11 SI

13 271000 14.54 11 SI

0

5

10

15

20

25

30

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000 400000 450000

Án

gulo

de

Incl

inac

ión

Ele

vaci

on

m.s

.n.m

.

Progresiva en metros

Elevacion (msnm) Inclinacion Angulo Critico

1

2

5

6

7 8

4

3

10 11

9

12 13 14

16 17

15

18

Página | 132

14 272000 13.24 11 SI

15 279000 13.59 11 SI

16 352000 11.54 11 SI

17 384000 11.19 11 SI

18 451000 11.54 11 SI

Fuente: Elaboración propia.

5.1.3.1. Excavación e inspección.

Se debe realizar la excavación y la posterior inspección suficiente para

identificar y caracterizar las características de corrosión interna en los 18 puntos

críticos que se encontró durante la Evaluación Indirecta.

Durante la fase de examen detallado, defectos que no sean la corrosión

interna se pueden encontrar, tales como corrosión externa, daños mecánicos, y

SCC (corrosión bajo tensión).

Una alternativa al proceso de examen detallado, es optimizar el número de

excavaciones necesarias para la evaluación de la ICDA por análisis de ingeniería

(incluyendo métodos probabilísticos). El uso de un enfoque alternativo deberá

estar justificada técnicamente, la metodología, así como documentado.

La selección y análisis de sitios para su examen detallado se basarán en

el diagrama de flujo que detalla todo el proceso. Como se muestra en el diagrama

de flujo ANEXO A. Cualquier desviación de este proceso debe ser técnicamente

justificada y con las razones documentadas.

Con la ayuda del perfil de elevaciones, se puede identificar si los tramos

de tubería donde se encuentran los puntos críticos, son aéreas o enterradas.

De los 18 puntos críticos, 9 puntos son lugares donde se encuentra

tubería enterrada, donde se realizará excavaciones y posterior medición de

espesor, y los otros 9 puntos son lugares donde se encuentra tubería aérea,

Página | 133

donde solo se realizarán mediciones de espesor con las metodologías ya

expuestas.

En resumen, lugares con inclinación mayor que el ángulo crítico deben ser

examinados.

Uno de los siguientes criterios se utilizará en las mediciones para

determinar la presencia significativa de corrosión interna. Estos criterios son la

base para determinar el número de exámenes detallados requeridos.

La pérdida de metal por la corrosión interna se considera significativa si el

espesor de la pared es menor que el mínimo nominal especificado

(compensación por la pérdida de metal de la corrosión externa se puede hacer).

Por ejemplo, las tuberías que operan a menos de 72% del límite elástico mínimo

especificado (SMYS) tendrían un criterio de 10% (basado en la tolerancia de la

pared25) para indicar la presencia de la corrosión interna. En este caso, los sitios

de excavación adicionales para ICDA se activan cuando el espesor de la pared es

menos de 90% del espesor especificado.

Una vez que el sitio ha sido expuesto, se puede instalar un dispositivo de

control de la corrosión (por ejemplo, cupón, sonda electrónica, sensor ultrasónico,

o matriz de resistencia eléctrica, etc.) que permiten determinar los intervalos de

inspección y se benefician de vigilancia en los lugares más susceptibles a

corrosión interna.

No se espera que cupones instalados en ubicaciones arbitrarias (por

ejemplo, el extremo de la tubería) para representar una tubería con la corrosión

interna que varía con la localización.

Si se determina que los lugares más susceptibles a la corrosión interna

debido a la presencia de acumulación de agua están libres de la pérdida de

25 API Specification 5L (latest revision), �Specification for Line Pipe� (Washington, DC: API).

Página | 134

metal, la integridad de una gran parte de kilometraje tubería ha sido asegurada en

relación con esta amenaza a la corrosión, y los recursos se centrarán en las

tuberías que son más probables a la corrosión interna.

Tabla 5.5. Puntos críticos de inspección.

Número de

Inspección

Distancia

(m)

Angulo de

Inclinación (grados)

Angulo

Crítico

Corrosión

Interna Línea

1 78000 14.48 11 SI Enterrada

2 80000 18.30 11 SI Enterrada

3 87000 11.54 11 SI Enterrada

4 88000 14.48 11 SI Aérea

5 132000 11.54 11 SI Aérea

6 146000 14.48 11 SI Enterrada

7 147000 11.54 11 SI Enterrada

8 151000 11.54 11 SI Enterrada

9 250000 12.83 11 SI Aérea

10 251000 18.78 11 SI Aérea

11 255000 11.54 11 SI Aérea

12 257000 11.07 11 SI Aérea

13 271000 14.54 11 SI Enterrada

14 272000 13.24 11 SI Enterrada

15 279000 13.59 11 SI Aérea

16 352000 11.54 11 SI Enterrada

17 384000 11.19 11 SI Aérea

18 451000 11.54 11 SI Aérea

Fuente: Elaboración propia.

5.1.3.1.1. Ensayos no destructivos

5.1.3.1.1.1. Mediciones ultrasónicas de espesor.

La inspección por ultrasonido se define como un procedimiento de

inspección no destructivo de tipo mecánico, que se basa en la impedancia

Página | 135

acústica de los materiales, la que se manifiesta como el producto de la velocidad

máxima de propagación del sonido y la densidad de un material. Los programas

de inspección de integridad mecánica de tuberías incluyen la medición de sus

espesores, para seguimiento de los fenómenos de corrosión y erosión.

La medición ultrasónica para determinar el espesor real de la tubería se la

realiza mediante la técnica pulso-eco de contacto directo utilizando transductores

de 0,375� (9,525 mm) de diámetro con frecuencias centrales de 5 Mhz, además

de glicerina como medio acoplante.

La inspección consiste en realizar mediciones de espesores por

ultrasonido en las paredes de la tubería de acuerdo a especificaciones y

recomendaciones del Código ASME Sección VIII, División 1 y 2.

Se toma un muestreo de puntos de medición en el diámetro exterior de la

tubería, se considera de 4 a 5 puntos en la zona dañada y en cada punto se

toman 3 mediciones, para luego promediarlas con los demás puntos. Siendo esta

una referencia de medición codificada en la que se reporta los espesores máximo

y mínimo.

La suma de estas 3 mediciones (total 15) se dividen entre 5 y ese es el

espesor real encontrado.

El mapeo automático de corrosión es una técnica ultrasónica para

escanear el cien por ciento de la superficie de acero para localizar y documentar

la magnitud del daño de corrosión asociado con el equipo analizado.

La tecnología usa un único transductor pulso-eco y/o un transductor pulso-

eco de configuración de ángulo múltiple para localizar e identificar casi cualquier

tipo de mecanismos dañados tales como corrosión, erosión, agrietamiento

inducido por hidrogeno, grietas producidas por el estrés de la corrosión,

laminación, entre otros.

Página | 136

Figura 5.4. Araña Ultrasónica

Fuente:

http://www.llogsa.com.ec/Productos/Ultrasonido/DetectoresDeFallas/AranaUT/AranaUT.php

Su aplicación primaria es colectar y almacenar los datos de la imagen en

tiempo real y guardar esta información en un formato electrónico. Un grupo de

FiFiFiFiFiFiFiFiFiFiFiFiFiFiFiFiFiFiFiFiFiFiFigugugugugugugugugugugugugugugugugugugugugugugugugugugugugugugugugugugugurarararararararararararararararararararararararararararararararararara 55555555555555555.....4444444444444444. . . . ArArArArArArArArArArArArañañañañañañañañañañañañañañañañañañañañañañañañañañañaña a a a a a a a a a a a a a a a a a a a a a a a a a a UlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUlUltrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasónónónónónónónónónónónónónónónónónónónónónicicicicicicicicicicicicicicicicicicicicicaaaaaaaaaaaa

Página | 137

dos hombres utilizando la técnica de prueba automática ultrasónica es capaz de

reflejar 500 pies cuadrados de área superficial por cada mapa de corrosión. El

software utilizado con el sistema de mapeo de corrosión, le permite evaluar los

detalles de los defectos: extensión, amplitud, profundidad y orientación.

En todos estos casos si el material base (tubería) se encuentra dañada y

sobrepasa el límite del 10% menos del espesor nominal, se debe proceder a la

reparación o cambio del área dañada.

5.1.3.1.1.2. Medición del espesor por radiografía. La medición del espesor de las paredes de la tubería, posiblemente

corroídas en su interior, es un tema particularmente importante. Una inspección

visual no es a menudo suficiente para detectar dicha corrosión, a menos de cortar

o desmontar las tuberías, la corrosión debilitará las paredes y posiblemente

ocasionará defectos peligrosos en las estructuras.

La técnica de Radiografías consiste en la impresión de imágenes en

placas radiográficas producidas al ser atravesado el material por radiaciones

electromagnéticas (rayos X) o ionizantes (gammagrafía). Las discontinuidades se

pueden localizar, medir y evaluar. El ensayo es de tipo volumétrico.

Figura 5.5. Generador de Radiografía Industrial ERESCO

Fuente: http://www.ge-mcs.com/en/radiography-x-ray/tubes-and-generator/eresco-mf4.html

Página | 138

5.1.4. POST-EVALUACIÓN DE LA METODOLOGÍA ICDA.

En un plazo no superior a un año se debe evaluar la efectividad del

método como una herramienta útil para abordar la amenaza de corrosión interna

y determinar si un determinado segmento debe ser re-evaluado. El diagrama de

flujo se muestra en el ANEXO A.

La eficacia del proceso ICDA se determina por la correlación entre la

corrosión detectada y las localizaciones predichas para ICDA.

Las mejoras como resultado de esta evaluación se incorporarán en las

futuras aplicaciones de la ICDA.

Se deberá monitorear en forma permanente todos los segmentos del

ducto donde se haya detectado corrosión interna utilizando técnicas como

cupones, probetas o ultrasonido, donde se extraiga en forma periódica líquido de

los puntos bajos, y donde se analice químicamente dichos líquidos en busca de

productos de la corrosión.

Una manera de monitorear los espesores de las tuberías en zonas donde

el acceso puede estar limitado o no es seguro para la recuperación regular de

cupones de corrosión o sondas. La herramienta Ultracorr-2 Probe Reader/Data-

Logger, el cual informa acerca de la corrosión/erosión, el mismo que se fija

permanentemente a la pared de la tubería externa y el cable/conector se puede

ejecutar en una ubicación adecuada para la toma de lecturas de temperatura y

espesor.

Se debe establecer la periodicidad del monitoreo en función de todas las

evaluaciones de integridad disponibles y los factores de riesgo específicos de

cada segmento de ducto.

Página | 139

Figura 5.6. Medidor de espesor Ultracorr-2 Reader/Data-Logger.

Fuente: http://www.cosasco.com/ultracorr-probe-reader/data-logger-p-14623-l-en.html

5.1.5. CONSIDERACIONES ESPECIALES.

Cuando se aplica por primera vez la Examinación Directa ICDA, se deben

considerar condiciones más restrictivas que las mínimas establecidas por el

método y luego hacerlas menos exigentes a medida que se gana experiencia en

la aplicación del método.

Página | 140

CAPITULO VI

ANÁLISIS ECONÓMICO

6.1. ANÁLISIS DE COSTOS.

Un factor importante en cualquier operación o intervención que se realice

en los ductos de transporte de Hidrocarburos, es el factor económico, los

servicios de reparación y mantenimiento son costosos; sin embargo, el precio de

la aplicación de esta metodología es justificado al momento de contar con toda la

información que otorga éste método, ya que con esta metodología se pueden

evitar costos de excavaciones en lugares donde no existe corrosión, perdiendo

tiempo y dinero.

La metodología de Evaluación Directa de la Corrosión Interna,

básicamente centra los costos en la realización de pruebas no destructivas para

la medición del espesor de las tuberías, con costos indirectos tales como,

excavaciones y adición de instrumentos para el monitorio posterior del ducto.

Los costos de la metodología en cuanto a recopilación de datos y cálculos,

son mínimos, debido a que, toda esta información se la realiza junto al

departamento de mantenimiento de ductos.

6.1.1. COSTOS DE LA APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA DE

EVALUACIÓN DIRECTA ICDA.

Los cálculos que se presentan a continuación se realizaron con base a los

análisis de precios unitarios. Los precios que se detallan en esta sección son

costos promedio por inspección/servicio en ductos de transporte de hidrocarburos

con un diámetro de 10�.

Existen empresas que cuentan con los servicios de pruebas no

destructivas, realizando todas las mediciones necesarias, que constan

Página | 141

básicamente de medir el espesor de las tuberías y detectar otros defectos. A

continuación detallaremos todos los costos que involucran el aplicar la

metodología de la Evaluación Directa de la Corrosión Interna en gasoductos.

6.1.1.1. Costos de operación.

Dentro de los costos de instalación, es necesario tomar en cuenta,

factores muy importantes, tales como: mano de obra, equipos con sus respectivos

accesorios. El costo de mano de obra depende del número de puntos críticos

encontrados en los estudios de inspección indirecta, con un total de 9 puntos de

excavación.

Como se muestra en la Tabla 6.1., se cuenta con un equipo para realizar

las operaciones de medición ultrasónica, la misma que consta de 4 ayudantes y

un especialista.

Los costos indirectos dentro de los costos de operación, se detallan en la

Tabla 6.2, dichos costos se basan en las comodidades y necesidades que se

brinda por día a todo el personal que realiza la inspección.

Otro aspecto importante, es la instalación de los equipos ultrasónicos, la

Tabla 6.3, muestra los costos de instalación de los equipos.

6.1.1.2. Costos de mantenimiento.

Los costos de mantenimiento de los equipos son generalmente bajo, esto

por la eficiencia de dichos equipos y así como el respectivo cuidado y

procedimiento de mantenimiento, debido a temas de seguridad operativa, y en

cumplimiento de normativas y regulaciones existentes.

El mantenimiento se realiza inspeccionando los puntos críticos en los

cuales se instalaron los equipos especiales para medir el espesor, esto realiza

por un lapso de un año para evaluar la efectividad de la metodología utilizada.

Página | 142

6.1.2. EVALUACIÓN ECONÓMICA.

Tabla 6.1. Consideraciones económicas

PRUEBA ULTRASÓNICA MEDICIÓN DE ESPESOR

EQUIPO CANTIDAD COSTO

Equipo Medidor de Espesor Ultrasónico26 1 $651

Gel de acople para el transductor 1 $102

Aceite para calibrar 1 $92

Transductor dual de apoyo 1 $171

Equipo de computo 1 $60

Programa interpretación de datos 1 $1625

Camión Grúa � 6 Ton. 1 $190

SUBTOTAL $2891

MANO DE OBRA

Especialista en medición Ultrasónica 1 $1050

Ayudante general 4 $434

SUBTOTAL $1484

OTROS

Obras civiles - excavaciones 9 $1700

Señalización

TOTAL $6075

Fuente: Elaboración propia

Los costos indirectos incluyen la estadía, alimentación, transporte y

comunicación, que son costos básicos para el personal que realiza los estudios y

las mediciones correspondientes.

Tabla 6.2. Mano de obra, costos indirectos

MANO DE OBRA (5 PERSONAS)

DESCRIPCIÓN CANTIDAD COSTO/DIA COSTO

Estadía y Alimentación 5 $25 $125

Transporte 1 $80 $80

Comunicación 1 $5 $5

26 http://www.scheitler.com.ar/Productos/medidor-espesores.aspx

Página | 143

Otros 10% $21

TOTAL $231/DIA

Fuente: Elaboración propia

Para determinar el costo total de la medición ultrasónica del espesor en

los 9 puntos críticos de tubería enterrada y los 9 puntos críticos de tubería aérea,

es necesario conocer el número de inspecciones que se realiza por día, debido a

la distancia entre puntos de inspección, y que los 9 puntos críticos a inspeccionar

se encuentran expuestos por previa excavación, se ha establecido que se

realizan 2 mediciones de espesor ultrasónico por día, las consideraciones

económicas son:

Tabla 6.3. Mediciones ultrasónicas, costos de realización de las inspecciones.

PUNTOS

CRÍTICOS MEDICIONES/DIA

DIAS TRABAJADOS

MEDICIONES ULTRASÓNICAS

18 2 9

DIAS TOTALES PARA REALIZAR LAS MEDICIONES

9

COSTO MANO DE OBRA POR DIA $231

COSTO TOTAL MANO DE OBRA $2079

Fuente: Elaboración propia

Los costos de mantenimiento se realizan 2 veces al mes durante un año,

para verificar la efectividad de la metodología, estos costos implican la instalación

de un equipo que nos ayuda a medir el espesor de la tubería en el punto crítico,

para lugares donde la tubería se encuentra enterrada, estos equipos son

especiales y nos evitan el tener que excavar para realizar mediciones:

Página | 144

Tabla 6.4. Costos de mantenimiento, instalación de equipo especial.

MANTENIMIENTO DE LA TUBERÍA

EQUIPO CANTIDAD COSTO

Equipo de monitoreo continuo

1 $1050

Mediciones posteriores 2mediciones/mes (1 año)

24 DIAS

MANO DE OBRA

DIAS TOTALES PARA REALIZAR LAS INSTALACIONES

9 DIAS

COSTO MANO DE OBRA POR DIA $231/DIA

COSTO TOTAL MANO DE OBRA $7623

Fuente: Elaboración propia

Por lo tanto los costos totales de instalación, equipos, mediciones, mano

de obra y de mantenimiento son:

Tabla 6.5. Costo total de la aplicación de la metodología.

COSTO

COSTOS DE INSTALACIÓN $6075

COSTOS DE OPERACIÓN $2079

COSTOS DE MANTENIMIENTO $7623

TOTAL $15777

Fuente: Elaboración propia.

Página | 145

CAPITULO VII

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

7.1. CONCLUSIONES.

Una metodología de evaluación de la corrosión interna aplicada a los

sistemas de transporte de gas se ha desarrollado y se denomina "Evaluación de

la Corrosión Interna Directa� (ICDA). El método ICDA se puede utilizar para

mejorar la evaluación de la corrosión interna en tuberías y garantizar la integridad

del gasoducto.

Muchos operadores de ductos utilizan los planes de gestión de riesgos

para dar prioridad a las áreas de riesgo de corrosión interna y las medidas de

mitigación eficaces. Esto incluye la identificación de las áreas donde la corrosión

interna (o corrosividad) existe, y por el contrario, donde la corrosión interna es

poco probable. La metodología de evaluación directa evalúa el riesgo de

corrosión interna e incorpora todos los métodos existentes de análisis disponibles

para un operador de canalización. ICDA utiliza los resultados del modelo de flujo

y proporciona un marco para utilizar mejor esos métodos.

Fortalezas del enfoque ICDA incluyen lo siguiente:

· Inspección (u otro examen) de la tubería fuera de un área de alto riesgo

se puede utilizar para garantizar la integridad dentro de un ducto.

· El enfoque es simple y directo usando tecnologías maduras.

· Puede ser ejecutado por los ingenieros de corrosión o personal

calificado.

· Se puede utilizar para optimizar las inspecciones existentes (o cualquier

otra herramienta de evaluación existente) apuntando a lugares de

probable corrosión con mayor precisión.

Página | 146

· Se puede optimizar la selección de la herramienta de control de la

corrosión ubicación.

Al finalizar este proyecto, toda la información se integrará, proporcionando

un atlas que permitirá establecer un programa de mantenimiento enfocado a la

atención de los factores que influyen en la integridad mecánica de los ductos de

transporte.

Por lo tanto se concluye:

· Al término de este proyecto se tendrán atendidos todos aquellos puntos

que representa un riesgo inmediato para las instalaciones del

Gasoducto al Altiplano.

· Se tendrá un programa de evaluación de anomalías que pudieran

representar un riesgo a la integridad del Gasoducto al Altiplano, en el

corto y largo plazo.

· Se generara un programa de mantenimiento para mitigar y en algunos

casos eliminar aquellos factores o agentes que están generando

ambientes o escenarios que afectan la integridad mecánica del ducto.

· Todo esto permitirá distribuir y administrar los recursos proporcionados

para el mantenimiento del Gasoducto al Altiplano, de forma eficiente,

enfocando el principio de la prevención antes de la corrección.

· Se contara con un atlas real de riesgo para la correcta toma de

decisiones, en torno a la seguridad, salud y protección ambiental.

· Se logra evitar costos innecesarios, tales como excavaciones en

lugares donde las tuberías no tienen corrosión.

Página | 147

7.2. RECOMENDACIONES.

· Se recomienda que cuando se aplica por primera vez la Examinación

Directa ICDA, se deben considerar condiciones más restrictivas que las

mínimas establecidas por el método y luego hacerlas menos exigentes

a medida que se gana experiencia en la aplicación del método.

· Una vez aplicado el método se deberá monitorear en forma permanente

todos los segmentos del ducto donde se haya detectado corrosión

interna utilizando técnicas como cupones, probetas o ultrasonido, donde

se extraiga en forma periódica líquido de los puntos bajos, y donde se

analice químicamente dichos líquidos en busca de productos de la

corrosión.

Una manera de monitorear los espesores de las tuberías en zonas donde

el acceso puede estar limitado o no es seguro para la recuperación regular de

cupones de corrosión o sondas. La herramienta Ultracorr-2 Probe Reader/Data-

Logger, el cual informa acerca de la corrosión/erosión, el mismo que se fija

permanentemente a la pared de la tubería externa y el cable/conector se puede

ejecutar en una ubicación adecuada para la toma de lecturas de temperatura y

espesor.

· Este estudio, está orientado a los operadores en el área de

mantenimiento, pues es de suma importancia que éstos se encuentren

lo mejor capacitados posible y que cuenten con las herramientas

adecuadas, ya que de esta manera se garantizará la consistencia y el

éxito de las operaciones de mantenimiento al gasoducto.

Página | 148

BIBLIOGRAFIA

1. API Standard 1160: Administración de sistemas de integridad de ductos que

transportan líquidos peligrosos (Managing System Integrity for Hazardous

Liquid Pipelines) 2001

2. ASME B31G. Evaluación de Defectos y Análisis de Datos del Chancho

Inteligente.

3. ASME Code Supplement on Integrity Management for Pressure Piping

B31.8S, Revision 1, 2002: see also Anon., Managing System Integrity for

Hazardous Liquid Lines, 1st Ed., API Standard 1160-2001, November 2001

4. DEPARTAMENTO DE CORROSION, Manual de Control de Corrosion y

Protección Catódica. Consorcio CEPE-TEXACO 1984

5. FONTANA M, GREENE M, Corrosion Engineers, Mc Graw Hill Book

Company, New York 1967.

6. MARIZALDE P, ERAZO J., Efecto de la corrosión y prevención de corrosión e

los equipos instalados en un campo petrolero. U Central del Ecuador 1979.

7. NACE Ballot TG293, NACE, Houston. Anon, Internal Corrosion Direct

Assessment.

8. NACE (Natual Association of Corrosion Engineers), Corrosion control in

petroleum production. Houston-Texas 1979.

9. NACE RP 0120 Inspección Instrumentada en Línea (ILI)

10. NACE RP 0204, NACE, Houston. Anon, Stress-Corrosion Cracking Direct

Assessment.

11. NACE RP 0502, NACE, Houston. Anon, External Corrosion Direct

Assessment.

12. NACE Standard RP0502-2002. Pipe External Corrosion Direct Assessment

Methodology NACE Standard RP0169-2002.

Página | 149

ANEXOS

Página | 150

ANEXO A

Diagrama de Flujo: Pre-Evaluación e Inspección Indirecta.

Fuente: NACE SP0206 Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines

Carrying Normally Dry Natural Gas (ICDA).

Página | 151

Diagrama de Flujo: Inspección Indirecta y Post-Evaluación.

Fuente: NACE SP0206 Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines

Carrying Normally Dry Natural Gas (ICDA).

Página | 152

ANEXO B

Perfil de Elevación e Inclinación

PROGRESIVA (metros)

ELEVACION (m.s.n.m.)

INCLINACION ANGULO CRITICO (grados)

DIÁMETRO (grados)

0 364 0 11 10 1000 364 0 11 10 2000 367 0.1718876 11 10 3000 367 0 11 10 4000 367 0 11 10 5000 367 0 11 10 6000 367 0 11 10 7000 367 0 11 10 8000 368 0.05729579 11 10 9000 368 0 11 10

10000 369 0.05729579 11 10 11000 370 0.05729579 11 10 12000 372 0.11459164 11 10 13000 380 0.45837113 11 10 14000 385 0.28648009 11 10 15000 398 0.74486612 11 10 16000 400 0.11459164 11 10 17000 403 0.1718876 11 10 18000 405 0.11459164 11 10 19000 408 0.1718876 11 10 20000 410 0.11459164 11 10 21000 413 0.1718876 11 10 22000 415 0.11459164 11 10 23000 418 0.1718876 11 10 24000 420 0.11459164 11 10 25000 448 1.60449153 11 10 26000 455 0.40107373 11 10 27000 470 0.85946892 11 10 28000 480 0.57296734 11 10 29000 485 0.28648009 11 10 30000 490 0.28648009 11 10 31000 498 0.45837113 11 10 32000 512 0.80216712 11 10 33000 519 0.40107373 11 10 34000 568 2.80861788 11 10

Página | 153

35000 700 7.58517999 11 10 36000 680 1.145992 11 10 37000 700 1.145992 11 10 38000 680 1.145992 11 10 39000 600 4.58856574 11 10 40000 620 1.145992 11 10 41000 660 2.29244278 11 10 42000 670 0.57296734 11 10 43000 650 1.145992 11 10 44000 680 1.71913132 11 10 45000 689 0.51566898 11 10 46000 670 1.08868532 11 10 47000 690 1.145992 11 10 48000 700 0.57296734 11 10 49000 730 1.71913132 11 10 50000 732 0.11459164 11 10 51000 745 0.74486612 11 10 52000 750 0.28648009 11 10 53000 710 2.29244278 11 10 54000 750 2.29244278 11 10 55000 700 2.86598398 11 10 56000 657 2.46447839 11 10 57000 650 0.40107373 11 10 58000 664 0.80216712 11 10 59000 651 0.74486612 11 10 60000 700 2.80861788 11 10 61000 695 0.28648009 11 10 62000 680 0.85946892 11 10 63000 650 1.71913132 11 10 64000 625 1.43254374 11 10 65000 640 0.85946892 11 10 66000 603 2.12042784 11 10 67000 601 0.11459164 11 10 68000 615 0.80216712 11 10 69000 625 0.57296734 11 10 70000 652 1.54717407 11 10 71000 670 1.03137973 11 10 72000 700 1.71913132 11 10 73000 890 10.9527842 11 10 74000 842 2.75125459 11 10 75000 900 3.32502122 11 10

Página | 154

76000 950 2.86598398 11 10 77000 1000 2.86598398 11 10

*78000 1250 14.4775122 11 10 79000 1230 1.145992 11 10

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ANEXO A

PERFIL LONGITUDINAL

"GASODUCTO AL ALTIPLANO - GAA"

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES

FACULTAD DE INGENIERIA

INGENIERIA PETROLERA

UNIV. JOSUE TARQUI SORIA

PROYECTO DE GRADO:

"ESTUDIO Y APLICACIÓN DEL MÉTODO DE

EVALUACIÓN DIRECTA DE LA CORROSIÓN PARA EL

MANTENIMIENTO INTEGRAL DE GASODUCTOS"