la solución ideal

de monitoreo

Una Perspectiva Diferente.

Cormon es una compañía con una visión del monitoreo de la corrosión que es radicalmente diferente del resto. Hemos desarrollado una nueva tecnología única que alterará su perspectiva sobre la gestión de la corrosión para siempre.

También somos una compañía que escucha a sus clientes entonces sabemos que se necesita recortar costos dramáticamente. El control en tiempo real de la corrosión / erosión podría reducir los costos operacionales y prevenir fallas pero no se tenían las herramientas de medición con las cuales realizarlo.

– La industria necesita Medición de pérdida de metal tan rápida como LPR (Resistencia de Polarización Lineal)

– La industria necesita un Sensor de larga vida para cualquier metal que trabaje en cualquier proceso.

– La industria necesita una Confiabilidad total.

– La industria necesita Medición de Temperatura incorporada.

Somos una compañía creativa e innovadora, que inventó la instrumentación de recolección de datos en campo para Resistencia Eléctrica (ER) y Resistencia de Polarización Lineal (LPR) por ejemplo, entonces nosotros aceptamos este desafío.

Sabíamos que teníamos la experiencia industrial y un abordaje original necesario para la resolución de problemas para hallar la solución.

Precisión Absoluta

Lo que nosotros desarrollamos no hace concesiones …

Ninguna concesión en Velocidad

Nuestra Respuesta de Medición de Pérdida de Metal puede equiparar técnicas electroquímicas en tiempo real.

Ninguna concesión en Vida Útil

Nuestra resolución permite elementos suficientemente gruesos como para una larga vida de servicio. Ninguna concesión en Localización

Nuestras opciones de configuración de sensores maximizan las localizaciones disponibles de monitoreo.

Ninguna concesión en Aplicación

Nuestra tecnología trabaja con aceros al carbono o aceros aleados independientemente de la composición del proceso.

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Ninguna concesión en Información.

Nosotros brindamos pérdida de metal rápida y precisa, corrosión y erosión y derivada de la temperatura del proceso procedente de la medición.

Una tecnología de precisión que es precisamente lo que la industria solicita …

La solución de monitoreo ideal

CEION® es una nueva tecnología de medición de tasa de pérdida de metal con una resolución que es al menos 100 veces mejor que los dispositivos existentes basados en ER (Resistencia Eléctrica). Es ideal para monitorear sistemas de producción y procesamiento de petróleo / gas.

Una tecnología que es capaz tanto de manejar el loop de control en tiempo real de una bomba inhibidora como lo es de operar sin mantenimiento entre paradas programadas. CEION® es también la primera elección en tecnología para aplicaciones debajo de la superficie y submarinas donde el acceso y la confiabilidad son factores clave y la respuesta rápida es esencial. Las aplicaciones de CEION® pueden ser agrupadas como:

• Dispositivos de Control

Paquetes de Sensores e Instrumentos con respuesta casi–instantánea en tiempo real a la pérdida de metal.

Ideal para aplicaciones donde ahorros significativos en costos pueden ser alcanzados mediante la respuesta en tiempo real, tales como ajuste continuo del dosaje químico.

• Sistemas con Vida Útil Adaptada

Donde la vida de la probeta y su respuesta son equiparadas para un nivel de performance específico.

Ideal para aplicaciones donde los objetivos de la gestión no requieren datos en tiempo real.

Disminuyen significativamente el costo de ciclo de vida mientras que mejoran la confiabilidad de los datos capturados.

Dispositivos de Flujo Real

Tecnología de sensores única para alcanzar blancos de alta performance donde sean requeridas una larga vida y confiabilidad excepcional.

Las aplicaciones típicas son tuberías submarinas, cabeza de pozo y otras localizaciones inaccesibles.

Es una solución completa de la gestión de corrosión / erosión y una poderosa herramienta de reducción de costo.

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la solución ideal

de monitoreo

Presentación Técnica Resumen La industria del petróleo tiene muchas aplicaciones de hidrocarburos de alto valor que requieren del monitoreo de la tasa de corrosión para resolución de problemas y control en tiempo real. Las técnicas electroquímicas son capaces de entregar determinaciones de alta resolución e instantáneas de la tasa de corrosión en ambientes acuosos (conductivos), pero si son incorrectamente aplicadas en presencia de hidrocarburos su performance es limitada, generalmente problemática y frecuentemente poco confiable. La industria también busca una vida de servicio de los sensores mejorada sin comprometer significantemente la performance. La tecnología de pérdida de metal que existe hoy provee una alta sensibilidad pero con una vida corta, o viceversa, una larga vida pero con una sensibilidad sustancialmente reducida. El documento discute las limitaciones de las tecnologías existentes y describe la performance de una tecnología nueva y emergente que los autores creen promete sensibilidad sin rival combinada con una larga vida útil del sensor. Palabras clave: tecnología de pérdida de metal, alta resolución, vida del sensor de la planta, aplicaciones de los conjuntos. Introducción Hoy existe un rango de tecnologías de medición para determinar la tasa, tipo y mecanismo de corrosión. Estas tecnologías pueden ser agrupadas en dos categorías generales: métodos de pérdida de metal y electroquímicos. Las técnicas de pérdida de metal incluyen:

• cupones de pérdida de peso

• resistencia eléctrica (ER)

• mapeo del campo de corriente eléctrica (FSM: Field Signature Method)

• resistencia inductiva

• ultrasonido

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La tasa de corrosión se deriva de medir la tasa de reducción del espesor de los elementos del sensor o del espesor de pared. Las capacidades y performances de estas técnicas de pérdida de metal tienden a variar entre una resolución excelente de espesor con una corta vida del sensor (por ejemplo resistencia eléctrica de elemento fino, resistencia inductiva) y baja resolución del grosor con larga vida (por ejemplo mapeo del campo de corriente eléctrica y ultrasonido) Los métodos electroquímicos incluyen:

• LPR (Resistencia de Polarización Lineal : 'Linear Polarisation Resistance')

• EIM (Espectroscopía de Impedancia Electroquímica)

• EN (Ruido Electroquímico: 'Electrochemical Noise') Se relacionan con reacciones electroquímicas termodinámicas y cinéticas de los procesos de corrosión las cuales pueden revelar corrosión uniforme y localizada junto con los mecanismos de corrosión. Los métodos EIM y EN tienden a requerir los conocimientos interpretativos de especialistas, a pesar de que cuando están correctamente aplicados son capaces de proveer indicaciones de tasas cuantitativas de corrosión en cursos de hidrocarburos de baja conductividad. La LPR es usada extensivamente para detectar ratios de corrosión instantánea pero su performance está limitada en ambientes no acuosos. Sin embargo, diferente de los métodos de pérdida de metal, las técnicas electroquímicas no son capaces de detectar pérdida de metal debida a la erosión. Performances de las Tecnologías Existentes La técnica LPR es muy efectiva para detectar tasas de corrosión instantánea en líquidos conductivos. Sin embargo, existen limitaciones en la presencia de hidrocarburos no conductivos tales como el petróleo crudo, a pesar de que algunas veces se ha encontrado de ser efectivo con fracciones de agua mayores a 1% donde hay un medio conductivo continuo en una fase continua. Si el agua es mezclada con hidrocarburos como en una emulsión, puede actuar como inhibidor y prevenir mediciones útiles de LPR. Además las tasas de corrosión precisas requieren sistemas calibrados con las constantes de Tafel. Si éstas son estimadas las tasas de corrosión pueden estar con un error de un factor de 2 o más. En la técnica de Resistencia Eléctrica (ER) la resistencia de un elemento que se corroe o erosiona es medida y comparada con un elemento de referencia protegido. La pérdida de metal se deriva del cambio en el ratio medido. La medición de ratios ayuda a compensar cambios en la temperatura en vista de que la resistencia de los elementos típicamente varían 0,4 % por °C.

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La técnica es exitosa solo parcialmente, si embargo, aún los cambios lentos de temperatura producen pequeñas diferencias de temperatura entre los elementos expuestos y de referencia. Los voltajes resistivos desarrollados a lo largo de los elementos son el producto de la medición de corriente (limitadas por razones intrínsecas de seguridad) y la resistencia del elemento de la probeta (típicamente de 1 a 10 mΩ). Estos voltajes son pequeños, típicamente de 10 a 100 µV, y difíciles de medir con gran precisión dado que los voltajes termoeléctricos y el ruido electromagnético en la guía de la probeta tanto como el ruido inherente a la electrónica usada para amplificar los voltajes. Son alcanzables sensibilidades más altas por medio del uso de elementos más delgados, de resistencia más elevada, pero que reducen significativamente la vida del sensor. Usando un elemento de 0,5 mm de espesor (F20, vida de la probeta = 0,25 mm) es posible medir el cambio en el grosor del elemento hasta una resolución de ± 0,1% o ± 1000 ppm. Esto es equivalente a una resolución en el grosor de 1 mm, limitando la detección de la tasa de corrosión a 2 mpy (mils por año) en una semana (o 14 mpy en 1 día). Bajo condiciones operativas adversas, incluyendo fluctuaciones en la temperatura y otro ruido industrial, la performance en la resolución puede ser reducida a ± 5.000 ppm. Esto significa que requiere una semana medir una tasa de corrosión de 10 mpy o 1 día medir 70 mpy. Una técnica que ha recibido algo de atención es la 'resistencia inductiva', la cual toma ventaja de la alta permeabilidad magnética del acero y ofrece alta sensibilidad y respuesta rápida. Sin embargo, las limitaciones incluyen una corta vida de la probeta y la inestabilidad de la permeabilidad magnética del acero del sensor al stress mecánico o carga con shock, fuerza del campo magnético y temperatura. Los fabricantes afirman que una F10 (elemento de 0,010” de espesor, vida de la probeta de 0,125 mm) medirá una tasa de corrosión de 1 mpy en 1,1 hora o 10 mpy en 10 minutos. La técnica de Mapeo del Campo de Corriente Eléctrica (FSM: Field Signature Method) provee mediciones de pérdida de metal sobre una superficie de una tubería. Se posiciona un revestimiento de cables de recolección con una instalación permanente alrededor del exterior del tubo y se deriva un mapa del potencial eléctrico el cual es proporcional al cambio en el grosor de la pared.

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Los fabricantes alegan resoluciones de 1.000 ppm de espesor de pared. El sistema es típicamente designado como una pieza de tubería spool, aplicada predominantemente en aplicaciones debajo del mar. Con un tubo de espesor de pared de 16,4 mm toma un mes detectar corrosión a 8 mpy o una semana a 34 mpy. Las técnicas ultrasónicas también son usadas para medir los cambios de espesor en tuberías. Una serie de transductores ultrasónicos multi-elemento se adjuntan permanentemente al exterior del área crítica durante la vida útil de la planta. La resolución del espesor es establecida a 0,1 mm. Esto ofrece una respuesta muy lenta, tomando un año detectar 4 mpy o un mes detectar 48 mpy. La Nueva Tecnología Erigiéndose desde los avances en electrónica, procesamiento de señales y técnicas de medición, ha sido desarrollada una nueva tecnología de monitoreo de pérdida de metal (NML: New Metal Loss), basada en fundamentos de resistencia eléctrica *. Esta tecnología ccoommbbiinnaa uunnaa mmeeddiicciióónn ddee mmuuyy aallttaa rreessoolluucciióónn ccoonn uunnaa llaarrggaa vviiddaa ddee

llaa pprroobbeettaa yy llaa ccaappaacciiddaadd ddee ooppeerraacciióónn iinnttrríínnsseeccaammeennttee sseegguurraa eenn aammbbiieenntteess ddee

ppllaannttaass ddee pprroocceessooss ddee hhiiddrrooccaarrbbuurrooss. Los tests de laboratorios han mostrado que llaa tteeccnnoollooggííaa eess rroobbuussttaa yy ccoonnffiiaabbllee,, ccoonn aallttaa rreeppeettiittiivviiddaadd yy lliinneeaalliiddaadd,, ddaannddoo ccoonnffiiaannzzaa

eenn llaa iinntteeggrriiddaadd ddee llooss ddaattooss. LLaass mmeeddiicciioonneess ssoonn vviirrttuuaallmmeennttee ddeessaaffeeccttaaddaass ppoorr vvaarriiaabblleess ddee pprroocceessoo ttaalleess ccoommoo

tteemmppeerraattuurraa,, pprreessiióónn hhiiddrroossttááttiiccaa,, ccaarrggaa ddee iimmppaaccttoo (slugging) oo rreeggíímmeenneess ddee fflluujjoo. También tienen aallttaa eessttaabbiilliiddaadd,, mmuuyy bbaajjaa ddeessvviiaacciióónn yy eexxcceelleennttee lliinneeaalliiddaadd. Asimismo el sistema eess iinnmmuunnee aall rruuiiddoo iinndduussttrriiaall aajjeennoo, específicamente inducción electromagnética y EMF inducido térmicamente. LLaa pprreecciissiióónn ddee llooss eelleemmeennttooss del sensor ttiieenneenn uunnaa mmuuyy aallttaa ssiimmeettrrííaa ggeeoommééttrriiccaa yy

ffííssiiccaa ddaannddoo mmiiccrrooeessttrruuccttuurraass mmeettaallúúrrggiiccaammeennttee iiddéénnttiiccaass. Por medio de esto los sensores alcanzan un rápido equilibrio térmico e inmunidad a efectos indeseados desde presión hidrostática a cambios en la temperatura. La combinación de la alta estabilidad de los sensores y el alto ratio señal–ruido del sistema electrónico de medición permiten alcanzar una resolución de ± 5 ppm para un sensor de espesor de 1 mm (vida de corrosión de 0,5 mm). Concesión de Patente: RPCM™. En octubre de 2003, la Oficina de Patentes del Reino Unido ha otorgado a Cormon Ltd. el número de Patente GB 2.349.221 para el RPCM™. Entre los aspectos del diseño que están protegidos por dicha patente se encuentra el concepto fundamental de sensor de anillo.

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Temperatura y Sensibilidad Hidrostática. Los efectos de la Temperatura son compensados a ± 1 ppm / °C para tasas de calentamiento o enfriamiento de hasta 10 °C / hora, manteniendo la resolución general de ± 5 ppm durante una vida de corrosión del sensor de 0,5 mm. Como la tasa de cambio se incrementa a 60 °C / hora, con fluctuaciones de calor uniforme, las resoluciones se reducen a ± 15 ppm. A pesar de que los regímenes de flujo no influencian la performance, una fluctuación rápida de calor bajo convección forzada (o shock térmico), especialmente dentro de un sistema de relativamente baja masa térmica, puede producir cambios transitorios de temperatura localizados en la superficie de los sensores causando degradación temporal de la performance a ± 50 ppm. Tales condiciones adversas están fuera de los parámetros normales de operación de la mayoría de las aplicaciones de procesos de hidrocarburos y las mediciones son descartadas bajo tales condiciones. El sistema también mide precisamente la temperatura de la probeta (± 0,5 °C) y usa este valor para corregir la compensación de 1 ppm / °C. La susceptibilidad a cambios en presión hidrostática es despreciable (< ± 1 ppm / 20 bar). Oleadas de exceso de presión inducidos por el flujo, pigging o stress térmico no influenciarán por lo tanto la resolución de la medición. Pruebas de Laboratorio Se han efectuado pruebas extensivas en laboratorio a través del rango de configuraciones para derivar las características de la performance de la tecnología abreviada bajo la sección Performance de este documento e ilustrada en las Figuras 4 a 10. Las pruebas de laboratorio también han sido llevadas a cabo en British Petroleum (BP) Research Laboratory, Sunbury en noviembre de 1998, éstas son ilustradas en las figuras 1, 2 y 3, los ajustes experimentales y resultados están discutidos abajo. BP Research Laboratory, Sunbury UK Laboratory Trial (los resultados de las pruebas de BP son presentados por permiso del Dr. Bill Hedges, BP) Procedimiento y ajustes experimentales: La instrumentación experimental incluyó 3 unidades de test de burbuja montados en calentadores de temperatura controlada, preacondicionados con una solución de 3% de NaCl CO2 a 1 bar. Las Unidades 1 y 2 fueron adaptadas con probetas 2–ELECTROBE LPR conectadas a un instrumental Solatron and Gill. La 3er Unidad fue adaptada con una probeta NML (elemento de 0,5 mm de espesor del sensor – vida de 0,25 mm) y un instrumento NML.

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Los tests fueron desempeñados en un ambiente de estado estable de condiciones de temperatura (Test 1 – Figura 1) y de condiciones de carga térmica (Test 2 – Figuras 2 y 3). Test 1 – Resultados de la prueba a Temperatura Ambiente (23 °C): La duración del test de 2 horas incluye una inyección de inhibidor de corrosión al sistema luego de 1,5 horas.

Figura 1: Pérdida de Metal y Tasa de Corrosión a Temperatura ambiente

en las Pruebas de Laboratorio en BP Sunbury. [En un estado estable de condiciones de Temperatura]

Los resultados mostrados en la Figura 1 ilustran la pérdida de metal instantánea y la tasa de corrosión. Se midió una pérdida de metal de 110 nm en 1,5 horas con tasas de corrosión de entre 0,5 y 0,8 mmpy. La respuesta a la inyección de inhibidor muestra una reducción inmediata de la tasa de corrosión, cayendo a <0.2mmpy en 15 minutos. Una comparación de la lectura de la tasa de corrosión del instrumental LPR y la tecnología NML fueron todos encontrados en un ± 20 % (los resultados no se muestran). Test 2 – Condiciones de Carga Térmica: Se comenzó con una duración del test de 5,5 horas con un aumento de la temperatura desde la ambiental (23 °C) hasta 50 °C en 15 minutos [≈ 100 °C / hora]. La Figura 2 indica una desviación en la pérdida de metal temporaria de 200-300 nm, la cual luego se recupera y asienta a una tasa de corrosión de aproximadamente 2.5 mmpy mostrada en la Figura 3.

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Figura 2: Temperatura en las Pruebas de Laboratorio en BP Sunbury.

(Pérdida de Metal vs. Temperatura) [En condiciones de carga térmica]

Figura 3: Temperatura en las Pruebas de Laboratorio en BP Sunbury.

(Tasa de Corrosión vs. Temperatura) [En condiciones de carga térmica]

La temperatura es entonces elevada a 75 °C, se puede observar un efecto similar de temperatura en el perfil de la pérdida de metal. La tasa de corrosión luego se afirma en aproximadamente 4 mmpy. Se le permite al sistema enfriarse hasta 50 °C. El sesgamiento de la pérdida de metal continúa en aproximadamente el mismo gradiente cayendo a 3 mmpy. La tasa de cambio de temperatura durante este período es mucho más baja (≈ 25 °C / hora), demostrando la estabilidad del sistema bajo carga térmica.

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El sistema es entonces dosificado con inhibidor, puede ser visto que la tasa de corrosión cae a <0.5 mmpy en 10 minutos.

La Figura 3 muestra que para un conjunto de 28” de diámetro y 16,4 mm de espesor de pared del conjunto, una tasa de corrosión de 40 mpy es medida en un día (o 6 mpy en una semana). Esta performance es casi equivalente a aquella con una probeta F40 ER (Resistencia Eléctrica) convencional.

Figura 4: Comparativa de la Performance de NML

con las tecnologías existentes

Performance La nueva tecnología sobrepasa los niveles de performance de los mejores y más conocidos métodos de pérdida de metal disponibles hoy a través del espectro de las aplicaciones de monitoreo de corrosión y erosión. Éstas varían desde resoluciones de espesor en la región sub–nanométrica, para testeo de inhibidores o control en tiempo real, a sistemas de corrosión instalados permanentemente designados para operar durante la vida completa de la planta. Como con todos los tipos de sistemas de pérdida de metal, la resolución del espesor está influenciada por la vida de corrosión (espesor) del sensor y por las condiciones operativas de la planta. Tal como fue explicado arriba, llaa iinnfflluueenncciiaa pprriimmaarriiaa eenn llaa

rreessoolluucciióónn eess eell eessppeessoorr ddeell sseennssoorr, más que las condiciones operativas de la planta. Las líneas sólidas en la Figura 1 muestran las performances predecidas, basadas en mediciones de 4 tipos de tecnología NML. LLaa pprroobbeettaa NNMMLL FF1100 ddeetteeccttaa llaa

ccoorrrroossiióónn 55 vveecceess mmááss rrááppiiddoo qquuee eell rriivvaall mmááss cceerrccaannoo yy 11..000000 vveecceess mmááss rrááppiiddoo

qquuee llaa EERR (Resistencia Eléctrica) F10 convencional.

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La nueva tecnología está siendo confeccionada para satisfacer los requerimientos específicos de tres áreas particulares de aplicación:

1. Alta Resolución para el control en línea de la Corrosión.

2. Sistemas de Monitoreo de larga vida.

3. Monitoreo de la Corrosión bajo Condiciones de Flujo Reales. 1. Alta Resolución para el control en línea de la Corrosión.

Se ha desarrollado un sistema que satisfaga una resolución muy alta y una respuesta muy rápida requerida para el control en tiempo real de la inyección de inhibidores de corrosión tanto en el campo como en estudios de laboratorio.

El sistema está optimizado para una vida del sensor de entre 125 µm y 500 µm y, como está mostrado en la Figura 5, la resolución del espesor (8) varía desde entre 0.5< 8 <6 nm (1 nanometro: 10-9m).

Figura 5: Resolución de espesor vs. Vida del Sensor de la tecnología de control de corrosión.

Los tiempos de respuesta están mostrados en la Figura 6, para 3 probetas tipo flush (al ras) de distinto espesor. Una probeta con una vida de 0,2 mm (equivalente a una ER [Resistencia Eléctrica] F16 convencional) medirá una tasa de corrosión de 1 mpy en 30 minutos mientras que una probeta con una vida de 0,5 mm medirá 1 mpy en 2 horas. Las tasas de corrosión más rápidas que 10 mpy son detectadas casi instantáneamente.

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Figura 6: Tiempo de Respuesta al cambio en la Tasa de Corrosión vs.

Tiempo transcurrido para la tecnología de control de la corrosión 2. Sistemas de Monitoreo de larga vida.

La performance de un Sistema Optimizado para Larga Vida está confeccionada para aplicaciones que requieren una vida de sensor más larga mientras que mantienen una respuesta adecuada a la corrosión.

En algunas aplicaciones una probeta estará especificada para tener una vida útil más larga que el período entre paradas programada de planta (típicamente 5 años), para propósitos de inspección y mantenimiento.

En otros casos la vida de la probeta podría equiparar tolerancia a la corrosión de la tubería propiamente dicha, por ejemplo, 3 mm. De aquí que los sistemas con una vida optimizada reducen en gran medida los costos de instalación y mantenimiento y proveen una respuesta más rápida que el monitoreo convencional.

Además existe una gran libertad para seleccionar la localización ideal del monitoreo sin estar restringido por los requerimientos de acceso del equipo de recupero de alta presión requerido por la tecnología de corta vida.

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Figura 7: Resolución de espesor vs. Vida del Sensor

de la Tecnología de Vida Útil Optimizada NML. La Figura 7 muestra que mientras la vida del sensor se incrementa desde 0,4 mm hasta 3 mm las resoluciones (8) varían desde 5 a 400 nm.

Figura 8: Tasas de Corrosión como función de la Vida del Sensor (para 3 probetas tipo flush [al ras] de distinto espesor)

La Figura 8 ilustra las tasas de corrosión que pueden ser medidas en tanto 1 hora como un período de 24 horas, como una función de la vida del sensor.

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Un sensor con una vida de 3 mm, proveyendo monitoreo de porvida de una tubería con una tolerancia hacia la corrosión de 3 mm, detectará 6 mpy en 24 horas.

Un sensor con una vida de 1,5 mm (equivalente a la mitad de la vida del tubo) detectará una tasa de corrosión de 1 mpy en 24 horas o 20 mpy en una hora. En contraste a esto, una ER (Resistencia Eléctrica) convencional, F40 con una vida de probeta de solamente 0,5 mm, requiere 32 horas para detectar 20 mpy.

3. Monitoreo de la Corrosión bajo Condiciones de Flujo Reales.

Esta aplicación de la tecnología está diseñada primariamente para instalaciones permanentes con capacidad de la vida completa de la planta, y está particularmente adaptada para aplicaciones submarinas.

Es usada una configuración tipo conjunto para los sensores con el fin de que ellos no modifiquen ni interfieran el régimen del flujo en la tubería. La tecnología permite a los conjuntos de los sensores ser de idéntico material y sección que la de la tubería para tener la misma condición metalúrgica y micro estructural y están sujetos a idéntica historia de servicio que la de la tubería.

Los conjuntos de los sensores estarán por lo tanto sujetos al mismo stress hidrostático, temperatura y regímenes de flujo que los de la tubería, todo lo cual puede influenciar la naturaleza y extensión del proceso de corrosión.

Los conjuntos de sensores también habilitan que la pérdida de metal sea medida como una función de la posición circunferencial. A pesar de que los conjuntos están normalmente diseñados como para durar la vida completa de la tubería, son recuperables para propósitos de inspección si es requerido.

El espesor de pared del tubo determina la resolución del espesor, aunque existe flexibilidad de usar sensores más finos que el espesor de pared de la tubería.

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Figura 9: Variación en la Resolución del espesor vs Espesor de pared de tubo

de la Tecnología de Flujo Real NML.

La resolución varía desde 40 nm para una pared de 3 mm de espesor y se incrementa hasta 9.000 nm para un tubo con una pared de 18 mm.

Las tasas de detección de corrosión indicadas en la Figura 10 varían entre 1 mpy a 50 mpy en un día, hasta <1mpy to 7mpy en una semana dependiendo del espesor de pared. Para un tubo de espesor de pared de 11 mm, se detecta 3,5 mpy en una semana y 25 mpy en un día.

Figura 10: Tiempo de Respuesta al cambio en la Tasa de Corrosión

vs. Espesor de Pared de Tubo de la Tecnología de Flujo Real NML.

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La comparación del conjunto con un método eléctrico equivalente (por ejemplo, FSM: Field Signature Method) indica tasas de corrosión de 250 mpy detectadas en un día y 35 mpy detectadas en una semana. El método de espesor de pared ultrasónico está limitado a detectar 50 mpy en un mes.

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Conclusiones Ha sido desarrollado un nuevo método de medición de pérdida de metal en ambientes con hidrocarburos y también ha sido comparado con otras técnicas conocidas que están disponibles actualmente para el monitoreo de la corrosión en ambientes similares. En el pasado, el monitoreo exitoso de la corrosión ha estado comprometido por las limitaciones en la resolución y la vida del sensor tanto como las restricciones en la selección de ubicaciones ideales, arrojando tiempos de respuesta al cambio en la tasa de corrosión muy lentos, o vida corta junto con resultados potencialmente poco confiables o no representativos. El desarrollo de esta tecnología de aallttaa ppeerrffoorrmmaannccee,, aallttaa rreessoolluucciióónn yy llaarrggaa vviiddaa ddeell

sseennssoorr para medir y cuantificar la pérdida de metal en aplicaciones de crudo o gas sobrepasa estas limitaciones y permite la implementación de una perspectiva más efectiva y flexible al control y mitigación de la corrosión. La resolución y vida del sensor de la nueva tecnología muestra ser superior a las tecnologías existentes a través de un espectro de aplicaciones de monitoreo desde el control de la inyección de inhibidor en tiempo real hasta instalaciones permanentes de vida útil de la planta. Los bbeenneeffiicciiooss de la tecnología incluyen:

• eeffiicciieenncciiaa eenn eell aahhoorrrroo ddee ccoossttooss debido a un control en tiempo real

• ccoossttoo rreedduucciiddoo ddeell cciicclloo ddee vviiddaa del monitoreo de la corrosión

• sensibilidad mejorada en aplicaciones submarinas

• rreeqquueerriimmiieennttooss rreedduucciiddooss ddee iinnssttaallaacciióónn // rreemmoocciióónn ddee sseennssoorreess intrusivos durante el tiempo de vida de la planta

• mmaayyoorr lliibbeerrttaadd eenn llaa sseelleecccciióónn ddee llaa uubbiiccaacciióónn del monitoreo

• mmaayyoorr ooppoorrttuunniiddaadd ddee ffoorrmmuullaarr uunnaa eessttrraatteeggiiaa eeffeeccttiivvaa de gestión de la

corrosión. Existe una nueva oportunidad donde el control y mitigación de la corrosión / erosión puede estar basado en mediciones de pérdida de metal precisas, confiables y repetitivas. La tecnología puede ser configurada para aplicaciones en cubierta, submarinas u otras aplicaciones donde sean requeridos información y conocimiento de la corrosión / erosión así como sus efectos.

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la solución ideal

de monitoreo

El valor del monitoreo de la corrosión submarina Introducción Si su problema es el control de la corrosión o el management de sólidos, los datos rápidos y precisos confieren la oportunidad de tomar el control. Ahora están a su disposición los medios de medición de la corrosión interna o erosión de instalaciones submarinas de forma rápida y precisa. Las técnicas de inspección pueden solamente detectar la pérdida de grandes cantidades de material, permitiendo que se haga mucho daño mientras se espera a descubrir el problema. Los sensores CEION® son capaces de detectar la pérdida de unos pocos nanómetros (10–6 mm) de metal, un nivel de performance que es esencial para alcanzar el control proactivo, prevenir daños y extender la vida de la planta. La medición de los efectos de la corrosión o erosión mientras tienen lugar es el medio de acceso a los costos reducidos, una vida más larga de la planta y riesgos disminuidos. Por ejemplo, la existencia de un monitoreo tan capaz puede ser el factor habilitante que permita adoptar una estrategia consistente en tubería de acero al carbono / inhibición química, la cual puede hacer un proyecto comercialmente viable.

Resolución de espesor Medición [micrones] [fracciones] [ppm]

Corrosión general de un conjunto CEION®, RPCM™ de 16” de 17,5 mm de espesor de pared.

± 1,0 1 / 17.500 57

Sector de 60° de un conjunto CEION®, RPCM™ de 16” de 17,5 mm de espesor de pared.

± 3,0 1 / 5.833 171

Corrosión general de un anillo compuesto CEION®, RPCM™de 16” de 17,5 mm de espesor de pared.

± 0,2 1 / 30.000 33

Sector de 60° de un Anillo compuesto CEION®, RPCM™de 16” de 17,5 mm de espesor de pared.

± 0,75 1 / 8.000 125

Probeta submarina de Corrosión o Erosión CEION® F80 3” NB.

± 0,3 1 / 13.333 75

Probeta de Corrosión o Erosión CEION® F80 (Probeta de superficie 2” NB).

± 0,018 1 / 111.000 9

Probeta convencional F20 ER (resistencia eléctrica) bajo condiciones de temperatura estables.

± 0,5 1 / 1.000 1.000

NDT no intrusivo en 16” 17,5 mm de pared de tubo. ± 17,5

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La Tecnología y los productos submarinos CEION®

En el núcleo de los productos submarinos de Cormon está CEION®, una tecnología avanzada para la medición de pérdida de metal. Puede detectar la pérdida de cantidad de material en minutos mientras son corroídos o erosionados por los efectos de la producción de petróleo y gas en tuberías, recipientes y líneas de flujo. Las aplicaciones de CEION® incluyen:

– Gestión de la corrosión y optimización de inhibidores de instalaciones en cubierta.

– Sistemas submarinos tales como línea de flujo, manifolds submarinos y

cabezas de pozo.

– Monitoreo de larga vida de localizaciones de la línea base y acceso seguro a localizaciones problemáticas.

Cada grupo de aplicaciones tiene sus propias soluciones pensadas cuidadosamente, confeccionadas a las necesidades de la ingeniería de la aplicación para rescatar beneficios reales sobre costos. Productos CEION® Submarinos

• Libre de Mantenimiento

La muy alta resolución permite niveles aceptables de respuesta con muestras con elementos gruesos así los sensores pueden ser hechos para igualar la vida de la planta.

Son posibles instalaciones completamente libres de mantenimiento permitiéndole a usted instalar sensores submarinos.

• 360° de Cobertura

La habilidad de medir pérdida de metal desde un elemento de anillo cerrado e incluyendo segmentos de ese anillo, es la base de los conjunto de dispositivos que atraviesan el flujo RPCM™ (Monitor de la Corrosión Mediante Par de Anillos), eliminando muchas de las desventajas de los sensores intrusivos.

Los datos son verdaderamente representativos de las condiciones de la tubería y por lo tanto son más confiables.

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Hay dos grupos principales de aplicación:

1. Probetas Intrusivas de Larga Vida:

Principalmente para uso como detectores de corrosión / erosión en las peores situaciones en ubicaciones tales como curvas o codos de cabeza de pozo y manifolds.

2. Conjunto de Sensores RPCM™:

Para medir las tasas típicas de corrosión de uno o más materiales en condiciones verdaderas de flujo a lo largo de líneas de flujo o tuberías, especialmente en aplicaciones multifase de petróleo y gas. Ver Hoja de Datos GL016_Folder: RPCM.

Probetas Intrusivas de Larga Vida Para algunas aplicaciones submarinas, la tecnología de Probetas Intrusivas provee la solución óptima.

Por ejemplo, si se quiere detectar la corrosión / erosión en el radio exterior de una curva o codo, cercano a una cabeza de pozo submarina o en el manifold. En muchas ocasiones esta ubicación del tipo 'peor caso' provee datos ideales para el control y reducción de la vida remanente.

Usando estos sensores cerca de cabezas de pozos submarinas es una forma de ganar evidencia de la producción de arena para razones de management de reservorios y de sólidos. Se pueden usar probetas como monitores generales de la corrosión donde las condiciones de flujo y de mecanismo son suficientemente entendidas como para permitir una orientación correcta pero no proveen la misma cobertura comprensiva como los conjuntos.

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Construcción segura y montaje fácil Las probetas son usualmente montadas al ras a la pared de la tubería con el fin de que la línea pueda ser susceptible de ser revisada por un 'pig'. Pueden ser montadas en una brida o rosca de 3” de diámetro interno nominal, el cual debe equiparar la presión del sistema y el material de construcción. Las probetas intrusivas para aplicaciones submarinas son similares en la construcción a los dispositivos de superficie convencionales pero se proveen con el agregado de un sobredimensionamiento de los sellos en la cara de la probeta y por detrás de la ensamble / montaje del sensor. Alta Presión y Alta Temperatura Se ha desarrollado una versión de Alta Presión y Alta Temperatura (HPHT) para aplicaciones de hasta 15k psi y 200 °C. Otras opciones características incluyen la electrónica y alojamiento submarinos clasificados para 2.000 m. y un sensor de presión integrado adicional. Electrónica de bajo consumo El instrumental para las probetas consiste en un pequeño módulo electrónico. La distancia probeta / instrumento idealmente debería ser menor a 10 m. Todos los cables de interconexión son normalmente acoplables bajo el agua, permitiéndole al pod de instrumentación poder ser configurado para un recupero por buzo o ROV (Vehículo Operado Remotamente) si es requerido. El abastecimiento de energía puede ser externo de 12 o 24 V de Corriente Continua (CC) o se puede suministrar un pack interno de baterías de Litio (Li). Sistemas Integrados Los datos son grandiosos … ¿ pero qué significan?

La tecnología innovadora por sí sola no es suficiente para resolver todos los problemas. La tecnología innovadora puede ser parte de un verdadero sistema de información que dispare alertas y alarmas, creando reportes y resúmenes y haciendo disponible las herramientas de análisis para quien sea que las necesite donde sea que estén.

Los datos de corrosión deben ser vistos en un contexto junto con los parámetros operativos clave e historial de la planta para ser usado con el mejor efecto, entonces el sistema de información necesita tener capacidad de intercambio de datos e instalaciones para archivos.

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Los sistemas realmente integrados son una especialidad de Cormon. Tomamos su 'listado de deseos' del sistema y contribuimos con nuestra experiencia para diseñar una solución ganadora. Se puede no querer usar solamente tecnologías Cormon en su sistema. Esto no representa problema alguno. Creemos que siempre debería adoptarse las mejores soluciones en su clase y quitamos todo lo concerniente a protocolos de comunicación y compatibilidad entre sistemas aceptando estos riesgos nosotros mismos y administrando completamente el proyecto. Cuando su sistema esté completo, proveemos el posterior servicio de soporte para mantenerlo funcionando correcta y parejamente. Al usar acceso remoto podemos:

– Llevar a cabo chequeo de estado (status checks)

– Ordenar y embarcar partes consumibles con una base de Justo-A-Tiempo (JIT: Just-In-Time)

– Programar la instalación

– Administrar el almacenaje de datos

– Instalar actualizaciones

Esto lo deja libre para concentrarse en operar a la máxima eficiencia.