Volumen 3, Numero 1 - Marzo 2012

Desarrollo e implementación de un modelo de integridad de activos estáticos en campos de producción

Fallas y derrames en sistemas de tuberías de petróleo y gas, una visión estadística

Influencia del inhibidor de incrustaciones a base de Aloe Vera (INTAV TM) en la corrosividad del grado API 5lX65

At Rice Univerity

LLEVANDO LA TECNOLOGIA AL FRENTE

Hace 30 años, un revolucionario sistema dirigido a la industria del petróleo/gas fue desarrollado por PIKOTEK para resolver los problemas generados por la creciente corrosión. Este Nuevo y patentado sistema fue llamado VCS (Very Critical Service - Servicios Muy Críticos) y dio solución a cuatro problemas principales: Mitigar la corrosión y/o erosión en las caras internas de las bridas inducidas por el flujo/fluido, prevenir corrosión galvánica entre bridas de metales disímiles, proveer aislamiento duradero y confiable para los sistemas de protección catódica y garantizar total sellado incluso a muy altas presiones, en cualquier tipo de brida (RTJ, RF, FF y combinaciones de ellas) y bajo los efectos de esfuerzos severos tales como momentos de flexión (bending moment) y torsión en las bridas.

En el interín, las demandas de los usuarios han evolucionado lo cual ha llevado a PIKOTEK a dar un paso al frente y desarrollar EL ÚNICO KIT AISLANTE Y FIRE SAFE DEL MUNDO el cual mantiene las propiedades y ventajas arriba listadas para el conocido kit VCS y además pasa las rigurosas exigencias de la prueba de fuego API 6FB (3ra edición). El nombre de este nuevo kit, producto de años de investigación, es VCFS (Very Critical Fire Service).

Durante operación normal el kit VCFS funcionará con la misma eficiencia probada por años del kit VCS, sin embargo, en caso de un inesperado (pero siempre posible) incendio un revolucionario sello secundario proveerá la protección necesaria para permitir que los sistemas anti-incendio controlen la emergencia antes de que el fuego se extienda por toda la planta reduciendo significativamente de esa forma el daño, impacto económico, impacto ecológico y, más importante, la potencial pérdida de vidas humanas.

La principal diferencia entre VCS y VCFS es el sistema metálico de sellado secundario revestido con un polímero aislante desarrollado por Pikotek el cual provee hermeticidad durante el fuego. Otra diferencia son las nuevas arandelas aislantes, llamadas HCS, que sustituyen al usual par de Resina/Acero y que garantizan que el torque de apriete de las bridas se mantendrá durante el fuego.

Los resultados en aislamiento han sido impresionantes, con valores de resistividad (al aplicar 1000V a la tubería) de hasta 45 gigaohms. Igualmente, los resultados en cuanto a fugas durante un incendio pasan con creces las exigencias del Fire Test API6FB 3ra edición.

La combinación de diseño y tecnología en el kit PIKOTEK VCFS le ofrece a los usuarios la seguridad que ellos requieren en campo a la vez que, desde el punto de vista económico, aseguran la mejor relación costo-beneficio.

PIKOTEK continua trabajando junto con la industria para proveer soluciones ingenieriles para incrementar seguridad y cuidado ecológico. Para información más detallada, por favor contáctenos y estaremos muy complacidos de ayudarlos en este sentido y en la obtención de ahorros generales en sus costos.

Pikotek, Wheat Ridge, Denver. Tel: (001)303 988 124 www.pikotek.com 2

CONTENIDO

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NU EST RO S

Desarrollo e implementación de un modelo de integridad de activos estáticos en campos de producción Noticias Latincorr Fallas y derrames en sistemas de tuberias de petróleo y gas, una visión estadistica Evaluaciones ambientales de sitio “Due Diligence ambiental” en Latinoamérica Influencia del Inhibidor de Incrustaciones a base de Aloe Vera (INTAVTM) en la corrosividad del grado API 5L X65 Diagnóstico y control de la corrosión interior en los campos de producción de la Superintendencia de Operaciones Castilla y Chichimene de Ecopetrol S.A

C L IE N T ES At Rice Univerity

Gracias por su apoyo!

EDITOR EN JEFE Carlos A. Palacios T. LATINCORR, LLC. 23501 Cinco Ranch Blvd.

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COMITÉ TÉCNICO DE LA REVISTA: Fabián Sánchez, OCP, Quito, Ecuador Ernesto Primera, CIMA-TQ /ASME Latinoamérica, Lechería, Venezuela Lorenzo Martinez, Corrosión y Protección, Cuernavaca, México.

Juan Jose Manzano, Technip, Houston, USA Jose Luis Mora, PEMEX, D.F., México Miguel Sánchez, Universidad del Zulia, Maracaibo, Venezuela Matilde de Romero, Universidad del Zulia, Maracaibo, Venezuela Tony Rizk, Boardwalk Pipeline, Houston, TX, USA Enrique Vera, Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia, Tunja, Col. Alfredo Viloria, PDVSA-INTEVEP, Los Teques, Venezuela Simón Suarez, CITGO, Houston, TX, USA Alberto Valdez, GL Noble Denton, Houston, TX, USA

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EDITOR GRÁFICO Surama Gyarfas Nazar sgyarfasn@gmail.com

SUBSCRIPCIONES: subscription@latincorr.com NACE International no se hace responsable, ni aprueba la información contenida en esta revista.

E D I T O R I A L Estimados Colegas:

EXCELENTES NOTICAS...

Nos llena de mucho orgullo anunciar que finalmente las gestiones que hemos realizado han dado como resultado el otorgamiento de numero ISSN para nuestra revista impresa y otro para nuestra revista online, por parte del “U.S. ISSN Center U.S. at the Library of Congress”. ¿Qué significa esto?, que tenemos en LATINOAMERICA una revisa indexada por medio de la cual las instituciones de educación superior tendrán otro medio de publicación impresa y online para realizar sus publicaciones y que les sean válidos para su desarrollo de carrera profesional dentro de sus instituciones y para demás entes que requieren de una revista indexada. LATINCORR ha logrado esto gracias a la ayuda de todo el comité técnico y todas aquellos profesionales, empresas anunciantes e instituciones (NACE, PRCI, NCC, ILTA, MII, etc.) que nos han apoyado en estos dos años de ardua labor; y que además nos llena de orgullo. Y estamos dispuestos a asumir la responsabilidad que esto representa mediante la publicación de artículos de alto impacto tecnológico.

Cada día nos hemos dado cuenta que hay mucho énfasis en los temas relacionados con la Gestión de Integridad de Activos. En sitios de internet seobserva una gran demanda por “Ingenieros de Integridad”; lo pongo entre comillas por la sencilla razón de que en realidad no existe una definición y mucho menos un currículo universitario que defina un ingeniero de integridad y por ello la gran demanda. En los meses que va del año he podido observar alrededor de sesenta (60) oportunidades de trabajo en el tema de integridad y si hacen seguimiento a páginas profesionales tipo Linkedin podrán observar esta tendencia así como las diferentes preguntas y discusiones sobre esto; y lo más curioso de esto es que existen infinidad de respuestas y diferentes experiencias en este tema. La falta de una formación formal en Integridad refuerza el intercambio de experiencias encontrados en foros internacionales tales como el Congreso de NACE a celebrarse en Salt Lake City, el próximo congreso de LATINCORR a celebrarse en Lima, Perú del 10 al 13 de Julio, el pasado taller organizado por la SPE denominado “Bridgingthe Gap BetweenReservoirEngineering and FacilitiesDesign” en San Antonio Texas, donde se discutió la importancia que tiene entender las características de los yacimientos de petróleo/gas para la Gestión de la Integridad Mecánica; y ademásestar al día con la información que se publica en revistas técnicas tales como “Materials Performance”, Latincorr, etc. Es muy importante destacar que la Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia ya cuenta con un programa de especialización en Integridad Mecánica. Este pasado mes de Febrero tuve la oportunidad de asistir a la conferencia de NACE “NothernArea Western Conference” en Anchorage, Alaska donde la empresa BP donó un millón de dólares (1.000.000 U$) a la Universidad de Alaska para desarrollar un Laboratorio de Integridad Mecánica.

...Cada día Integridad Mecánica toma mayor importancia para las empresas y entes de educación…

A partir de nuestro próxima edición se publicaran una serie de artículos técnicos que describirán los aspectos más importantes para la gestión de la integridad mecánica de las instalaciones de producción de petróleo y gas; haciendo un recorrido desde el fondo del pozo, por las instalaciones de superficie incluyendo plantas de tratamientos de aguas, gas y refinerías. Igualmente se presentara una metodología la cual ha sido utilizada en varios campos petroleros alrededor del mundo que servirá como recetario para la implantación, desarrollo y mantenimiento de sistemas de integridad de activos.

No quiero cerrar este corto editorial sin antes FELICITAR al equipo de NACE Perú por el excelente trabajo que han venido desarrollando en la organización del próximo LATINCORR 2012 a celebrarse en Lima, Perú. Este equipo está conformado por: Eduardo Avalos, Catherine Benavente líder del Comité Técnico, Jose Herrera líder del Comité de Logística y Freddy Vidal líder del Comité de Exposiciones. Ya existen un gran número de empresas que han reservado su stand de exposición: CPPQ, TINKER & RASOR, CATHODIC PROTECTION OF PERU SAC, TGP, TECNOLOGIA TOTAL, BMBTEC, INTRIAL, IMASTEC, ANOTEC INDUSTRIES LTD, A&.A&REPRESENTACIONES, QUIMTIA, QUIMPAC(ECUADOR), INTRIAL EIRL, TECNA PERU, SANTA FE UNITED, HW KESSEL, ACEROS INDUSTRALES LATINOAMERICANOS, EMADEL ENERGIES, HP-CORR, PREMIER COATING (DENSO).

Y a la fecha el Comité Técnico, nos informa que gracias a la colaboración de las sedes del área Latinoamericana, se han recibido 174 trabajos técnicos.

La asistencia a LATINCORR 2012 de todos los profesionales de nuestra región garantiza y le da el peso específico técnico a nuestros eventos. Hagamos que este evento sea un gran éxito...

Nos vemos en Lima, Perú!!

Atentamente, Carlos A. Palacios T., M.sc, PhD. Editor en Jefe

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Desarrollo e implementación de un modelo de integridad de activos estáticos en campos de producción Contacto: MSc.Miguel Mateus Barragán ECOPETROL S.A. Instituto Colombiano del Petróleo Km. 7 Vía a Piedecuesta. 57 - 7- 684 7318 miguel.mateus@ecopetrol.com.co

Ing. Gerardo Gómez Silva ECOPETROL S.A. Superintendencia de Operaciones Mares El Centro. Santander gerardo.gomez@ecopetrol.com.co

Ing. José Alexander Estévez Lizarazo ECOPETROL S.A. Superintendencia de Operaciones Castilla y Chichimene (SCC) Castilla La Nueva-Vía Cacayal. 098-6616287 jose.estevez@ecopetrol.com.co

MSc. Luis Eduardo Zabala ECOPETROL S.A. Instituto Colombiano del Petróleo Km. 7 Vía a Piedecuesta. 57 - 7- 684 7302 luis.zabala@ecopetrol.com.co

Como parte de un programa de Gerenciamiento de Activos de Ecopetrol S.A. se encuentra el Modelo de Integridad de Activos Estáticos. Este modelo comprende una serie de etapas como son: el levantamiento y análisis de información, el análisis de la susceptibilidad por amenazas, la determinación de una línea base mediante el desarrollo de talleres de inspección basada en riesgo (IBR), la elaboración de los planes para mitigación del riesgo, la reevaluación del riesgo y la evaluación del programa.

En este artículo se indica como se ha llevado a cabo la implementación y el aseguramiento de la integridad tanto para la infraestructura existente como a la asociada a nuevos proyectos en todas sus fases: planeación, diseño, construcción, operación y mantenimiento; y como ha sido su evaluación mediante los indicadores de resultado los cuales son reportados al Corporativo y de medio que son de carácter técnico enfocado al cumplimiento de los planes de acción establecidos. Igualmente se indica sobre los beneficios obtenidos para Ecopetrol S.A a partir de la aplicación de este modelo en los campos de producción.

INTRODUCCIÓN

Durante muchos años el mantenimiento de los activos estáticos se había limitado a definir y realizar aquellas actividades necesarias para detectar el deterioro de los equipos basados en la aplicación de estándares, algunos de los cuales no consideraban el impacto de la falla durante su intervención en el equipo o en el proceso. Las anteriores limitaciones promovieron el cambio de enfoque para la definición de los planes óptimos de mantenimiento, cuyo propósito fuera el de considerar tanto la confiabilidad del equipo como el riesgo que estos representan.

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Actualmente, y a nivel mundial, se viene manejando el concepto de integridad como la capacidad de operar bajo condiciones controladas sin riesgo de fallas que conlleven a pérdidas de vidas humanas, derrames de fluidos peligrosos o pérdidas económicas. Es por esto, que a mediados del año 2006,enEcopetrol S.A. se conformó un grupo interdisciplinario compuesto por personal de las diferentes áreas operativasde producción y del Instituto Colombiano del Petróleopara establecer y aplicar una estrategia que permitiera disminuir el riesgo de

PALABRAS CLAVES

En la industria de producción de petróleo ocurren numerosos eventos desde las fallas en los pozos, en los sistemas de recolección y tratamiento hasta en el almacenamiento de los fluidos de producción, ocasionados principalmente por las diferentes condiciones a las cuales se encuentran en servicio: corrosión interna y externa, relacionados con la manufactura y construcción, operaciones incorrectas, relacionados con el clima y fuerzas externas, daños mecánicos por terceros y vandalismo.

Modelo de integridad Inspección basada en riesgo Campos de producción

la infraestructura a partir de la aplicación de un modelo de Integridad para la Vicepresidencia de Producción (VPR) basado en directrices internas de la empresa y estándares internacionales. A partir de este modelo planteado, y de otros usados en la empresa, se logró la unificación del modelo de integridad de Ecopetrol S.A. para su aplicación todas las áreas operativas de Producción, Transporte y Refinación.

La metodología utilizada para la estrategia de integridad de la infraestructura de producción consistió en la aplicación,en cada una de las etapas,del modelo de integridad indicado en la Figura 1. De manera general, estas etapas comprenden: •Definición del sistema a analizar y recopilación de la información.

•Segmentación del activo.

•Definición de las amenazas o mecanismos de daños.

•Cálculo inicial del riesgo mediante la aplicación de la metodología Inspección Basada en riesgo (IBR).

•La elaboración del plan de acción como producto de la evaluación inicial del riesgo.

•La ejecución de este plan de acción.

•La actualización de la información yla reevaluación del riesgo para establecer el nuevo plan de acción como parte de la mejora continua del programa y el dinamismo que implican los procesos de producción.

•Gestión del desempeño del programa de integridad que se realiza mediante seguimiento a los indicadores o auditorias.

La estrategia de integridad se ha venido implementando en las diferentes Superintendencias de Producción de Ecopetrol S.A. para cada uno de sus activos; los cuales comprendenpozos productores, inactivos y abandonados, tuberías de producción y transporte, los equipos de las estaciones de producción y plantas y los tanques de almacenamiento de hidrocarburo.

desde la recopilación de la información, el taller de análisis de riesgo y el seguimiento a la implementación de los diferentes planes de acción para mitigación del riesgo y la sostenibilidad de la aplicación de la estrategia de integridad.

desde la recopilación de la información, el taller de análisis de riesgo y el seguimiento a la implementación de los diferentes planes de acción para mitigación del riesgo y la sostenibilidad de la aplicación de la estrategia de integridad.

De manera transversal, como producto de aplicación de la estrategia de integridad se obtuvieron los siguientes resultados:

RESULTADOS

En los diferentes campos de la VPR se ha venido trabajando en la implementación del modelo de integridad; producto de ello se ha conformado un equipo multidisciplinario que se ha encargado de liderar su aplicación y seguimiento. En la Figura 2 se indica el estado de avance general de la aplicación de la estrategia de integridad en las diferentes Superintendencias Operativas que involucra

Figura 1 Modelo de Integridad de Ecopetrol S.A.

Figura 2. Avance general de la implementación y seguimiento del modelo de integridad en VPR.

Un Sistema de Información para el Gerenciamiento de Integridad de Activos Estáticos basado en Sistemas de Información Geográficopara VPR (GIAESIG VPR), como se indica en la Figura 3, aplicativo informático que permite almacenar, asegurar y analizar toda la información necesaria para el gerenciamiento de la integridad de los activos de producción.

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Este sistema comprende el inventario de equipos estáticos con la información de diseño, de variables operacionales y de corrosión. De igual manera el análisis de riesgo de los diferentes activos como pozos, líneas, equipos y tanques; el seguimiento a los planes de acción generados de las recomendaciones de los talleres de análisis de riesgo y la evaluación del programa de integridad.

Análisis de riesgo El riesgo global de cada uno de los activos es calculado como una función de la probabilidad y de la consecuencia. La probabilidad la representan los diferentes peligros o amenazas existentes o latentes que conllevan a fugas o pérdida de fluido y la consecuencia, la materialización de esos posibles derrames; de manera numérica,el riesgo es expresado por la siguiente relación:

Figura 3. Sistema para el Gerenciamiento de la Integridad de Activos Estáticos basado en Sistemas de Información Geográfico de la VPR

Riesgo = Probabilidad x Consecuencia Ecopetrol S.A. cuenta con una herramienta de valoración de riesgos, denominada matriz RAM1, como se indica en la Figura 4. A partir de esta matriz el análisis de probabilidad es calculado para cada una de las amenazas que podrían afectar los diferentes activos y las consecuencias teniendo en cuenta cinco variables: la salud, la seguridad, el medio ambiente y lorelacionado con clientes e imagen de la empresa.

En la matriz RAM, la intersección de la fila elegida con la columna seleccionada corresponde a la clasificación del riesgo; esta resultante representa en términos cualitativos la siguiente clasificación del riesgo: muy alto (VH), alto (H), medio (M), bajo (L) y despreciable (N).

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La evaluación de riesgos puede ser aplicado en métodos descritos como cualitativos, semi-cuantitativos y cuantitativos2. De manera general, el método cualitativo es el más fácil de aplicar (menor demanda de recursos y habilidades) pero proporciona el menor grado de comprensión. Por el contrario,

Figura 4. Matriz de Riesgo de Ecopetrol S.A.

el enfoque cuantitativo, que es más exigente en cuanto a recursos y habilidades, pero permite obtener un mayor entendimiento y proporciona un soporte sólido si se trata de inversiones importantes. Los métodos cualitativos y semicuantitativos permiten un filtrado de la categoría del riesgo y a aquellos con mayor riesgo se les aplica lo metodología cuantitativa.

La metodología utilizada para el análisis inicial del riesgo de los activos de la VPR (pozos, líneas de flujo, ductos, estaciones y plantas) comprendió el aplicar la matriz

de riesgo de Ecopetrol S.A. para realizar un análisis semicuantitativo y las líneas y equipos con riesgo H y VH fueron analizados mediante un riesgo cuantitativo siguiendo los lineamientos de la norma API 581 RiskBasedInspection Technology3.

En la Figura 5 se indica el resultado de aplicación de la metodología de análisis de riesgo para la infraestructura de producción, no incluye el análisis de riesgo a pozos, este se encuentra en la Figura 6.

Figura 5. Resultados consolidados del análisis de riesgo semicuantitativo de la infraestructura de producción

La norma API 581, define la probabilidad de falla a partir de la siguiente ecuación:

Frecuencia Genérica de Falla:es obtenida a partir de grandes volúmenes de información de fallas presentadas en equipos similares, por medio de una distribución lognormal; esta frecuencia es determinada dependiendo del tamaño del daño: orificios pequeños (1/4”), medio (1”), grande (4”) y ruptura.

Figura 6. Resultados consolidados del análisis de riesgo semicuantitativo realizado a pozos.

define un puntaje por cada pregunta, los temas son los siguientes: Liderazgo y administración, información de seguridad de procesos, análisis de peligros en procesos, gerenciamiento de cambio, procedimientos de operación, prácticas de trabajo seguro, entrenamiento, integridad mecánica, revisión seguridad en pre-arranques, respuesta a emergencias, investigación de incidentes, contratistas, evaluación del sistema de gerenciamiento. La puntuación total es 1000, es decir un 100% equivaldría a reducir en un nivel el valor del riesgo. El factor del sistema administrativo está definido por la siguiente ecuación.

no son contempladospor la norma API 581.

Los resultados comparativos de aplicación de las dos metodologías indica una disminución de los equipos en riesgo H a riesgo M o L, este cambio principalmente es debido al cálculo de la probabilidad de falla; para el análisis cuantitativo se analizan tres parámetros espesor mínimo, edad del equipo o línea y la efectividad de la inspección; mientras que para el análisis semicuantitativo solo se utiliza el criterio de la velocidad de corrosión.

Factor de Daño: La principal función de este factor es evaluar estadísticamente la cantidad de daño que puede estar presente, en función del tiempo en servicio y la efectividad de inspección. Los mecanismos de daños evaluados para las líneas y equipos de producción fueron: adelgazamiento (localizado y generalizado) debido a la corrosión interna o externa; SCC y SCC-HICSOHIC-H2S (NAR)evaluados en algunos recipientes a presión.

Factor del sistema de Gerenciamiento: Evalúa el sistema administrativo, mediante una serie de cuestionarios y

Donde Score: es el puntaje total de los cuestionarios Los resultados de aplicación del análisis de riesgo cuantitativo a líneas y equipos de producción se encuentran en la Figura 7. Las líneas de materiales compuestos y la amenaza de daños por terceros (DxT) Figura 7. Resultados consolidados después del análisis de riesgo cuantitativo.

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Planes de Mitigación del Riesgo Esta etapa se origina como producto de la evaluación del riesgo y consiste en definir la frecuencia y oportunidad de aplicar las técnicas y/o metodologías de inspección, monitoreo y mitigación, que deben ser utilizadas en el mantenimiento de los equipos analizados, como estrategia para minimizar el riesgo a un nivel tan bajo como sea razonablemente posible.

La definición de estos planes de acción se basa en el nivel de criticidad que cada equi-

po o segmento obtuvo como resultado del taller de análisis de riesgo, priorizando en aquellos donde la criticidad fue definida como muy alta. A partir de esta criticidad y del modo de falla evaluado se determinaron las técnicas y/o metodologías más convenientes para inspeccionar, monitorear y/o mitigar el riesgo (de acuerdo al modo de falla) y el período de tiempo en el que se aplicaría (en función del nivel de criticidad), definiendo a su vez la justificación técnica y económica para su aplicación.

Adicional a las técnicas de inspección comúnmente utilizadas se tuvieron en cuenta otras actividades encaminadas a la mitiga-

ción del riesgo las cuales vienen siendo implementadas en los diferentes campos de producción, dentro de ellas se tienen: •Ajuste de variables operacionales •Cambio en la metalurgia de los materiales •Utilización de tuberías enrollables fabricadas a partir de materiales compuestos.

•Estudio de agresividad de fluidos y suelos.

•Instalación de probetas y/o cupones.

•Inyección de tratamientos químicos4.

•Limpieza de líneas.

•Estandarización del uso de recubrimientos.

•Construcción y evaluación del sistema de protección catódica.

•Instalación de unidades de monitoreo remoto.

•Estudio de interferencias eléctricas.

•Diagnóstico y monitoreo de inestabilidad geotécnica.

•Planes de contingencia.

•Elaboración o revisión de instructivos y procedimientos de mantenimiento.

•Programas de señalización y educación pública y en general todas las acciones de mejora orientadas a la disminución del riesgo y la preservación de la integridad.

Gestión del Desempeño Una de los principales mecanismo para identificar la aplicación del modelo de integridad en las diferentes Superintendencias Operativas de Ecopetrol S.A. corresponde a las auditorías. Las auditorías internas del programa de integridad, buscan asegurar que la estrategia seguida sea eficiente, eficaz y fiable, y que los procesos se lleven a cabo de conformidad con los procedimientos establecidos, verificando la aplicación del programa y las estrategias para garantizar su sostenibilidad.

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El esquema de la auditoría fue desarrollado teniendo en cuenta tres aspectos claves: Organizacionales, Técnicos y de Mejora Continua; siguiendo un formato tipo entrevista realizada al personal directamente involucrado con el tema de integridad. Cada respuesta fue analizada bajo los paráme-

tros: efectividad, implementación, documentación o deficiencia. Los resultados de las auditorías realizadas en las diferentes Superintendencias se indican en la Figura 8. Un análisis de los sub-elementos valorados en la auditoríamuestra tendencia de fortaleza en la estructura organizacional, en competencias del personal y la evaluación de riesgo; y opciones de mejoramiento en la estrategia de aseguramiento del conocimiento.

Como resultado de la aplicación de la estrategia de integridad en los diferentes activos de la Vicepresidencia de Producción se han generado beneficios tanto por la disminución del nivel de riesgo operacional, como en la optimización de la ejecución de recursos en función a la priorización de las inversiones determinadas por los esquemas de mitigación del riesgo de cada una de las Superintendencias. Uno de los aspecto claves en el programa de integridad lo representa el indicador de incidentes ambientales ocasionados por problemas de corrosión de la infraestructura. Comparativamente se ha logrado un disminución acumulada del 69% de los incidentes ambientales leves y una reducción del 80% de los incidentes mayores. Como se indica en las Figuras 9 y 10.

Con el objeto de crear, transmitir, compartir y asegurar el conocimiento en la organización y para soportar la implementación y sostenibilidad de la estrategia corporativa de integridad de activos fue creada la Comunidad de Práctica de Integridad de Activos Estáticos. Esta comunidad cuenta con alrededor de 150 integrantes y un promedio de consulta al portal de 1132 visitas por mes.

Adicional al soporte en la identificación de las mejores prácticas y desarrollo tecnológicos, la Comunidad de Práctica permite la identificación de procesos trasversales de integridad logrando llevar a cabo planes de contratación, mantenimiento y capacitación de manera conjunta entre las diferentes Áreas Operativas.

Figura 8. Resultados de la auditoría interna al programa de integridad en la diferentes Áreas Operativas.

Figura 9. Disminución de los incidentes ambientales leves por corrosión en la infraestructura de producción.

Figura 10. Disminución de los incidentes ambientales mayores por corrosión en la infraestructura de producción.

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CONCLUSIONES

•En los diferentes campos de producción de Ecopetrol S.A. se ha venido trabajando en la implementación dela estrategia de integridad de los activos estáticos a través de un equipo multidisciplinario encargado de liderar su aplicación, seguimiento y consolidación siguiendo el modelo unificado de integridad de la empresa.

•Los planes de mitigación fueron obtenidos como producto de los talleres de análisis de riesgo siguiendo metodologías semicuantitativas y cuantitativas permitiendo la priorización y focalización de los recursos.

•Con la implementación y aseguramiento de la estrategia de integridad se han generado beneficios en todos los campos de producción, los cuales son cuantificados económicamente a partir de la disminución de paradas operativas al igual que el número incidentes ambientales.

AGRADECIMIENTOS A todo el personal de integridad de la Vicepresidencia de Producción y del Instituto Colombiano del Petróleo de Ecopetrol S.A. que de una u otra manera participaron en el desarrollo, implementación y sostenibilidad de esta metodología.

BIBLIOGRAFIA 1.Documento Interno ECP- DRI-I-007. Uso de la Matriz de Valoración del Riesgo. Ecopetrol S.A. Marzo 31 de 2008.

2.API Recommended Practice 580, first Edition, May 2002.

3.API Recommended Practice 581, Second Edition, September 2008.

4.Estévez, J. A., Pinto J. A., Triana M., Cely J. C., Mateus M,

•La consolidación de la estrategia de integridad al interior de la empresa se logra mediante el uso de herramientas claves como los indicadores de gestión, la implementación de Comunidades de Práctica y la realización de Auditorías al proceso.

Correa M. Gómez M.Diagnóstico y Control de la Corrosión Interior en los campos de Producción de la Superintendencia de Operaciones Castilla y Chichimene de Ecopetrol S.A.XI Congreso Nacional de Corrosión, II Congreso Internacional de Integridad y Foro Iberoamericano de Corrosión y Protección.

Bucaramanga, mayo 2011.

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Noticias

BECA ESTUDIANTIL Este año La Fundación NACE otorgará lo siguiente a nombre de NACE Región Latino-Americana

Una (1) beca por un monto de 1,500 dólares US La beca LATINCORR – CIMATQ será otorgada en la Conferencia Anual de NACE en Salt Lake City, Utah, el día Martes 13 de Marzo del 2012.

Aunque no es requerido, se recomienda que los ganadores de la beca estén presentes en dicho evento para poder recibir el premio.

Requisitos Para Participar •Los aplicantes deben estar inscritos en una universidad como estudiantes a tiempo completo en una universidad acreditada y cursando los dos últimos años de su carrera universitaria o inscritos como estudiantes de post grado (sin restricción a la antigüedad.)

•Los aplicantes deben estar atendiendo a universidades cuyos países pertenecen y están representados en la Región Latino-Americana de NACE, y además deben estar haciendo trabajos, actividades o investigación relacionados a la corrosión.

•Los Aplicantes deberán demostrar mediante trabajos técnicos, recomendaciones de profesores, etc que poseen un interés en el campo de la corrosión.

•Los fondos otorgados deberán utilizarse exclusivamente en actividades relacionadas a NACE: Cursos, Asistencia a Congresos y Conferencias, Libros de la librería de NACE, etc. Otra actividades no asociadas a NACE deberán ser aprobadas con anticipación por los representantes de LATINCORR-CIMATQ y el comité de becas de la región Latino-Americana de NACE. •Si el estudiante está haciendo su aplicación para asistir a un congreso u otro evento en US o cualquier otro país en la cual requiere de Visa, el estudiante o aplicante deberá suministrar prueba que posee dicha visa al momento de la aplicación y que estará vigente al momento del viaje. Fotocopia a colores.

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Evaluación del Candidato La siguiente información que deberá ser incluida al momento de la aplicación para ser revisada por el Comité de Selección es la siguiente: •Copia de la aplicación •Un escrito justificando la necesidad de la beca y explicando detalladamente como se utilizarán los fundos otorgados. Este escrito no debe estar contenido en una sola página y debe estar debidamente firmada, con su nombre, dirección, teléfono y dirección email. En forma LEGIBLE •Dos cartas de recomendación de profesores con quien el aplicante trabaje soportando dicha aplicación y que contenga una historia de los trabajos, calidad de ejecución de los trabajos y carácter del aplicante. Así como la justificación para la otorgación de la beca. En forma LEGIBLE •Copia certificada de las notas del aplicante que describa el sistema de calificación.

Guía para la Aplicación •Todo el material descrito anteriormente deberá enviarse al comité de becas de la Región LatinoAmericana de NACE a través del oficial o representante del país ante la Región NACE. Este oficial o representante debera testificar que la universidad del aplicante está realizando trabajos, actividades o investigación en el área de corrosión.

•Una copia de todos los requisitos deberán ser escaneados y enviado por correo electrónico al representan de LATINCORR-CIMATQ al siguiente correo: palacios-vera@latincorr.com •Adicionalmente el aplicante deberá revisar cuidadosamente las Guías Generales para Becas (General Scholaship Guidelines) en la página web de la NACE Foundation. Aplicantes deberán llenar su información de forma legible. Los formatos pueden ser bajados de la página web en word o pdf.

Nueva Directiva de NACE para el Período2012-2013 El Comité de Nominaciones de NACE ha seleccionado la fila de oficiales para servirle a la asociación para el período de 2012 al 213. Los candidatos seleccionados comenzaran su término en Marzo 16, 2012, al día siguiente que cierre la conferencia Annual de NACE, CORROSION 2012 celebrada en Salt Lake City, USA; los oficiales son los siguientes: Presidente: Kevin C. Garrity, Vicepresidente TusharJhaveri y Tesorero Jeffrey L. “Jeff” Didas.

Acerca de los Nominados Kevin C. Garrity, vice presidente de soluciones de integridad de MEARS GROUP INC. (Plain City, Ohio) servirá como presidente por el período 2012-2013. Garrity ha sido miembro active de NACE desde 1982 y ha servido en varios cargos en comités administrativos y técnicos. Sirvió tres términos independientes en la Junta Directiva de NACE como jefe y director ex oficio del Comité de Asuntos Públicos (1992-1996), director (1993-1996), y Director del Comité de Actividades de los Miembros (1997-2000).

Adicionalmente, Garrity ha servido en varias secciones de NACE. Ha realizado un gran número de presentaciones orales así como la publicación de una larga lista de artículos y cursos de educación.

Honores y Premios incluyen: Orador de Plenarias en NACE CORROSION 2011, Premio por Servicio Distinguido NACE 2010 y el Premio Coronel George C. Cox por Contribuciones Sobresalientesen Corrosión en Bajo-Suelos. Garrity posee un B.S. en Ingeniería Eléctrica del Instituto Politécnico de Brooklyn (Universidad de New York) y posee un registro como Ingeniero Profesional en Georgia, Alabama, Tennessee, Louisiana, Kansas y Ohio. Garrity es un Especialista de ProteccionCatodica Certificado por NACE y es instructor de NACE CP-1, CP-2 y CP-2 en Ambientes Marinos Tushar Jhaveri, jefe ejecutivo de Químicos Vasu (Mumbai India) desde 1991, servirá como vice presidente de NACE por el periodo 2012-2013. Jhaveri ha sido miembro activo de la sección NACE India Gateway por 16 años, sirviendo como jefe de la membresía, secretario y tesorero. Ha servido como jefe de la sección East Asia PacificRimArea desde 2007 al 2008 y fue director de área desde el 2008 al 2011, durante este tiempo participo como parte de la Junta Directiva de NACE. Fue miembro del Comité Administrativo de Membresía y Operaciones de Area y ha estado muy activo en comités técnicos asociados al tratamiento de

aguas e inhibidores, incluyendo los Grupos Específicos de Tecnología STG11, STG 61, los Grupos de Intercambio de Información (TEG) 149X, TEG 156X, TEG 163X, TEG 184X y TEG 188X. Adicionalmente ha estado involucrado en la revisión de las actas de constitución de NACE, manuales de operación y manuales de operación para la junta Directiva. Jhaveri recibió el premio: “India Gateway SectionCorrosionDecicationAward” en el 2001. Posee un B.S. en ingeniería por la Universidad de Mumbai, un M.S. en ciencia de materiales e ingeniería de la Universidad de Florida.

Jeffrey L. “Jeff” Didas, es consultor y gerente de proyectos con más de 35 años de experiencia en la industria de la corrosión. Ha trabajado para varias empresas y operadoras de tuberías y compañías de energía asi como empresas de consultoría. Didas empezará su segundo año como el Tesorero de NACE y ha sido miembro de NACE desde 1975, participo como Director del Comité de Actividades de los Miembros 2006-2009, tiene una larga trayectoria en NACE desde su involucramiento en las secciones y comités. Didas sirvió como “trustee” de las sección Old Dominion de Virginia, sostuvo posiciones de “trustee”, jefe y vice-jefe de la sección de Arabia Saudita y West Virginia y también varias posiciones en Comités de Asuntos Públicos y actividades de Miembros de NACE. Su participación en comités técnicos incluyen, coordinador técnico C2; coordinador de programas N1, jefe T-10D, T-10D/T6A-63, T-10A-18; y en el presente es jefe de los Grupos Intercambio TEG022X, TEG208X y TG012. Didas has realizado varias presentaciones orales y publicado varios artículos en Conferencias de NACE y dictado cursos tales como el Apalachian Underground Corrosion Short Course. Recibio el Premio de Servicio Distinguido de NACE en el 2001. Didas realizó sus estudios en el Thomas Edison State College en Trento, New Jersey donde recibió su BSET en Ingeniería Eléctrica. Adquiriósu ASEE en Tecnología Electrónica del Springfield Technical Community College en Springfield Massachusetts.

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Fallas y derrames en sistemas de tuberias de petróleo y gas, una visión estadistica WILLIAM VILLAMIZAR S. Doctor en Ingeniería, Ecopetrol-Instituto Colombiano del Petróleo, km. 7 vía a Piedecuesta, Santander, Colombia, tel. + 57 7 6847226, william.villamizar@ecopetrol.com.co

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INTRODUCCIÓN

Los sistemas de tuberías son el medio más eficiente de transporte de materiales líquidos y gaseosos (en particular el petróleo crudo, productos refinados y gas natural) cubriendo grandes distancias., sobre la superficie, enterradas y sobre el lecho submarino, desde los campos de producción, hasta las refinerías o sistemas de distribución. Estos sistemas de tuberías, deben adaptarse a las limitaciones de infraestructura, topografía, y deben tener en cuenta la protección y seguridad de las personas, el impacto sobre el medio ambiente, así como la posibilidad de daños por influencias externas. Por ejemplo pequeñas fugas pueden tener efectos considerables en las corrientes de agua, el suelo, y en muchos casos, lesiones sobre las personas, ya que la mayoría de los productos transportados son peligrosos.

Los accidentes inevitablemente acompañan al desarrollo de los sistemas de transporte por tuberías y son fuentes de contaminación del medio ambiente en todas las etapas de la producción de petróleo y gas.

Las causas, el nivel y gravedad de las consecuencias de estos accidentes son extremadamente variables. Ellas dependen de una combinación concreta de muchos factores naturales, técnicos, tecnológicos y humanos. Hasta cierto punto, cada situación de accidente se desarrolla de acuerdo con un único escenario.

PALABRAS CLAVES

Los sistemas tuberías son el método más seguro para el transporte de petróleo y gas, como lo demuestran los cientos de miles de kilómetros de tuberías de transporte que operan continuamente en todo el mundo, invisibles para el público en general. Sin embargo, los sistemas de transporte petróleo y gas por tuberías han venido experimentando cambios, que van desde la necesidad de seguir transportando el petróleo y gas a través de activos más viejos, y a regímenes de seguridad y reglamentación mucho más estrictos. Una buena forma de determinar la efectividad de los programas de gestión de integridad, seguridad y ambiente es conocer las tendencias y benchmarking con otras compañías del sector. El registro y análisis estadístico de los datos proporciona evidencia objetiva de las tendencias y centra la atención en las áreas problemáticas existentes o potenciales, que ayudan a los operadores a establecer prioridades y esfuerzos futuros. En este trabajo se analizan las estadísticas históricas a nivel mundial recopiladas en bases de datos e informes de organizaciones internacionales reguladoras del transporte de líquidos y gases peligrosos; Department of Transportation and Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration, (DOTPHMSA) en Estados Unidos, European Gas pipeline Incident Group (EGIG), Conservation of Clean Air and Water (CONCAWE), en Europa, National Energy Board (NEB) y Energy Resources Conservation Board (ERCB, formerly Alberta Energy and Utilities Board) en Canadá, United Kingdom Onshore Pipeline Operators’ Association (UKOPA) en Inglaterra y Russia and States of the former Soviet Union (FSU) en Rusia, en relación al número de fallas y derrames, para los sistemas de tuberías de petróleo y gas. Los datos han sido analizados para identificar tendencias con respecto a las causas y los factores de riesgo particulares.

Frecuencia de falla Derrames

Accidentes incidentes

Sistemas de tuberías

A pesar de estos accidentes, los sistemas tuberías siguen siendo el método más seguro para el transporte de petróleo y gas, como lo demuestran los cientos de miles de kilómetros de tuberías de transporte que operan continuamente en todo el mundo, invisibles para el público en general.

Hoy por hoy, los sistemas de transporte petróleo y gas por tuberías han venido experimentando cambios, que van desde la necesidad de seguir transportando el petróleo y

gas a través activos más viejos, y regímenes de seguridad y reglamentación mucho más estrictos.

En consecuencia, hoy en día la seguridad de las tuberías, no sólo depende de su diseño y operación, sino también de su mantenimiento y gestión. Por lo tanto, debe hacerse hincapié en que las tuberías no son peligrosas o inseguras, por sí mismas, sin embargo un mal diseño, una deficiente operación, un bajo mantenimiento ó una pobre gestión de integridad, las puede hacer inseguras. Un aspecto importante que se debe tener en cuenta es que la implementación de sistemas y programas de integridad y planes de mantenimiento son medios más efectivos y rentables para evitar fallas, en comparación con los altos costos que implica una reparación.

Una buena forma de determinar la efectividad de los programas de gestión de integridad, seguridad y ambiente es conocer las tendencias y benchmarking con compañías del sector. El registro y análisis estadístico de los datos proporciona evidencia objetiva de las tendencias y centra la atención en las áreas problemáticas existentes o potenciales, que ayudan a los operadores a establecer prioridades y esfuerzos futuros. En este trabajo se analizan las estadísticas históricas a nivel mundial recopiladas en bases de datos e informes de organizaciones internacionales reguladoras del transporte de líquidos y gases peligrosos en relación al número de accidentes o fallas y derrames.

Los datos han sido analizados para identificar tendencias con respecto a las causas y los factores de riesgo particulares.

Organizaciones de referencia Se llevo a cabo un análisis comparativo de indicadores de desempeño con diferentes organizaciones a nivel mundial, que tuvieran bases datos disponibles y similares. Estos datos están soportados principalmente en documentos disponibles al público en sitios Web y en informes publicados de libre acceso. Las siguientes organizaciones han

sido tomadas como punto de referencia para este trabajo: CONCAWE: European Oil Companies Association for Environment, Health and Safety; www.concawe.be EGIG: European Gas Pipeline Incident Data Group; www.egig.nl ERCB: Alberta Energy Resources Conservation Board; www.ercb.ca PHMSA: United States Department of Transportation – Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration; www.phmsa.dot.gov UKOPA: United Kingdom Onshore Pipeline Operators’ Association; www.ukopa.co.uk.

FSU: Russia and States of the former Soviet Union (FSU)

Propósito de las bases de datos En general los propósitos de la base de datos son: •Estimar las fugas y las frecuencias de rotura de tubería, basado directamente en datos históricos de tasa de fallas en tuberías.

•Proporcionar los medios para estimar la frecuencia de falla a efecto de valorar el riesgo, basados en el análisis de datos de daños en los sistemas de tubería.

•Proporcionar los medios para determinar los efectos de los cambios en ingeniería; espesor de pared de las tuberías, nivel de profundidad de la tubería, medidas de protección, métodos y frecuencias de inspección, factor de diseño, entre otros.

•Proporcionar un enfoque más realista y riguroso para el diseño y construcción de las tuberías.

Criterios inclusión de las bases de datos CONCAWE Recopila datos de incidentes desde 1971 en ductos de petróleo crudo y refinado en Europa. Reporta principalmente volumen de hidrocarburos derramados, limpieza, recobro, consecuencias ambientales y causas de incidentes. Las causas de las fugas son agrupadas en cinco principales categorías: •Fallas mecánicas (diseño, materiales y construcción).

•Fallas operacionales (sistemas y factores humanos) •Corrosión (internas, externas y agrietamiento bajo tensión).

•Fuerzas naturales (movimientos de tierra y otras) •Terceras partes (accidentales, intencionales, incidentales).

El inventario de sistemas de tuberías es de aproximadamente 35 000 km. (2008), que representan 160 sistemas, 70 compañías y operadores. Las fallas por terceras partes son las principales causas de falla reportadas en CONCAWE. Los criterios de inclusión han permanecido invariantes desde 1971 y son: •Sistemas de tuberías para el transporte de petróleo crudo y refinados.

•Sistemas de tuberías con longitudes de dos o más km.

•Sistemas de tubería a campo traviesa, excluyendo costa afuera, facilidades de producción y tanques.

•Están incluidas, estaciones de bombeo e instalaciones de almacenamiento intermedias. Se excluyen el origen y las terminales de estas instalaciones y tanques de almacenamiento.

•El mínimo derrame reportado es de 1 m3, a menos que un derrame menor a 1 m3, tenga graves repercusiones de seguridad y ambientales.

Originalmente pertenecieron los 19 miembros de los países del Occidente de Europa, excluyendo Turquía. De 1971 a 1987, sólo pertenecieron los sistemas de tuberías de

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propiedad de compañías de la industria petrolera, pero a partir de 1988, se incluyeron sistemas de tuberías con fines no comerciales (Organización del Tratado Atlántico Norte, OTAN). Tras la reunificación de Alemania, los ductos de la antigua Alemania del Este se añadieron a la base de datos a partir de 1991. Esto fue seguido por sistemas de tuberías de la Republica Checa y Hungría en 2001 y 2003, respectivamente.

EGIG EGIG es una base de datos que recopila y registra datos de incidentes por pérdida de contención en sistemas de tuberías de transmisión de gas en Europa desde 1970.

Inició en 1982 con seis operadores de sistemas de transmisión de gas. Hoy en día hacen parte 15 de los principales operadores de gas del Occidente de Europa. Las causas iniciales de los incidentes son agrupadas así: •Interferencias externas.

•Corrosión.

•Falla por construcción o defectos del material.

•Fallas en Hot Tap. •Movimientos de tierra.

•Otras o desconocidas.

El inventario de sistemas de tuberías es de aproximadamente 130 000 km. (la red total de Europa fue de 222 548 km., en el 2006) Los criterios de inclusión son: •Incidente con emanaciones de gas (no intencional).

Y sistemas de tuberías que cumplan con los siguientes criterios: •Construido en acero.

•Costa adentro (Onshore) .

•Máxima presión de operación superior a 218 psi (15 bar).

•Fuera de los límites de las instalaciones o plantas de gas.

•Incidentes en líneas de producción o que involucren equipos o componentes (ej. válvulas, compresores) no son registrados en esta base de datos.

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ERCB-EUB The Alberta Energy and Utilities Board (EUB), es responsable de la regulación de los proyectos de energía en Alberta- Canadá. EUB y su precursor de Energy resources Conservation Board (ERCB), han recopilado datos del desempeño de sistemas de tuberías en Alberta desde 1983. El inventario de sistemas de tuberías es de aproximadamente 377 248 km. a (2005). La evaluación de este reporte es de los últimos 15 años, finalizando en el 2005.

Los sistemas de tubería bajo la jurisdicción de EUB incluyen todos los sistemas de tuberías excepto: •Sistemas de distribución de gas de baja presión que operan a 7,14 psi (700 kPa) o menores (a menos que operen bajo licencia de EUB).

Sistemas de tuberías de agua (a menos que operen bajo licencia de EUB).

•Movimientos de tierra.

•Corrosión externa (corrosión externa, daño mecánico como abolladuras, rayones o entallas que conducen a corrosión).

•Corrosión interna.

•Fallas en juntas.

•Sobre-presión.

•Fallas en tuberías (SCC, HIC, grietas, fatiga, laminaciones).

•Válvulas/accesorios.

•Sldaduras.

•Otros.

La legislación de EUB obliga a los operadores de los sistemas de tuberías a reportar cualquier incidente que se traduzca en una pérdida de contención, independientemente del volumen, o cualquier incidente donde un sistema de tuberías fuese golpeado. Este requisito se aplica independientemente de la situación de la tubería, incluso a sistemas de tuberías fuera de operación o abandonadas. Los derrames que ocurren dentro de las instalaciones (tales como baterías o plantas), no se consideran y no están incluidas en esta base de datos.

•Sistemas de tuberías de aguas residuales.

•Sistemas de tuberías bajo la jurisdicción de National Energy Board (NEB).

•Sistemas de tuberías situadas totalmente dentro de una refinería, plantas de procesamiento, planta de comercialización o ventas, o de plantas de fabricas.

•Sistemas de tuberías que llevan combustible a tanques y se encuentra totalmente dentro de sus instalaciones o plantas, y •Sistemas de tuberías presurizados bajo la jurisdicción de Safety Codes Act. Las cusas iniciales de los incidentes son agrupadas así: •Años por construcción (malas prácticas de construcción; daños al recubrimiento o aplicación deficiente, de-alineación, soportes inadecuados, curvaturas, entre otros).

•Daños por terceros (excavación por terceras partes o interferencias).

NEB National Energy Board NEB, regula 104 compañías operadoras de petróleo y gas, con un inventario de sistemas de tuberías de aproximadamente 45 000 km. a través de Canadá. Los datos recopilados abarcan el periodo de 1991 a 2007. La NEB recopila información anualmente sobre los indicadores de desempeño relacionados a la seguridad y el impacto medioambiental, tanto a través de reportes obligatorios o incidentes y de forma voluntaria. Las causas iniciales de los incidentes son agrupadas así: •Corrosión por pérdida de metal y grietas.

•Interferencias externas,.

•Defectos en material, fabricación y construcción.

•Fallas geotécnicas.

•Otras causas.

Cualquier pérdida de contención no intencional de hidrocarburos líquidos, asociados a fallas en el cuerpo de la tubería con un volumen derramado de más de 1,5 m3 debe

O HH II OO UU NNI IVVE ER RS SI IT TY Y O

Fritz J. and Dolores H. Russ College of Engineering and Technology Fritz J. and Dolores H. Russ College of Engineering and Technology

Institutefor forCorrosion Corrosionand and Multiphase Technology Institute Multiphase Technology Programas de Estudio Programas de Estudio Maestríay yDoctorado Doctoradoenen Ingeniería Química Maestría Ingeniería Química Aplicacionesenenlínea líneawww.ohio.edu/graduate www.ohio.edu/graduate Aplicaciones

Instalaciones Instalaciones Cuanta con las instalaciones más grandes a nivel mundial en su tipo Cuanta con las instalaciones más grandes a nivel mundial en su tipo Flow loops a gran escala Flow loops a gran escala Celdas electroquímicas, autoclaves Celdas electroquímicas, autoclaves Sistemas especiales para Sistemas especiales para H2S H2S Análisis superficial (MEB, XRD, perfilómetros ópticos) Análisis superficial (MEB, EDS,EDS, XRD, perfilómetros ópticos)

Líneas de Investigación Líneas de Investigación Corrosión por CO2/H2S Corrosiónlocalizada por CO2/H2S Corrosión Corrosión localizada Flujo multifásico Inhibición de la corrosión Flujo multifásico Fenómenos Inhibiciónde dehumectación la corrosión (water wetting) Secuestro y almacenamiento CO2 wetting) Fenómenos de humectaciónde(water Corrosión inducida por microorganismos Secuestro y almacenamiento de CO2 Corrosión ácidos nafténicos Corrosiónpor inducida por microorganismos Corrosión por ácidos nafténicos

Oportunidades y Beneficios Oportunidades y Beneficios Apoyo en matriculación y salario Apoyo interacción en matriculación y salario Importante con la industria Estancias de investigación la industria Importante interacciónencon la industria Participación Estancias en decongresos investigación en la industria internacionales (NACE, ICC, ISE) Participación en congresos

internacionales (NACE, ICC, ISE)

www.ohio.edu/corrosion corrosion@ohio.edu www.ohio.edu/corrosion 740.593.0283 corrosion@ohio.edu 740.593.0283 19

ser reportado. En cuanto a sistemas de tuberías de hidrocarburos gaseosos, cualquier pérdida de contención no intencional debe ser reportada.

La NEB lleva seguimiento de los siguientes indicadores de desempeño: muertes, lesiones, roturas en tuberías, golpes a las tuberías, fugas y derrames de líquidos y gas liberado. La principal causa de roturas en los sistemas de tuberías reguladas por la NEB entre 1991 y 2007 fue debida a corrosión por grietas y pérdida de metal.

PHMSA PHMSA, Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration, es una de las diez agencias del Departamento de Transporte de los Estados Unidos DOT (Department of Transportation), cuya misión es trabajar para proteger al público estadounidense y el medio ambiente, garantizando el transporte seguro de los materiales peligrosos en cualquier medio de transporte, incluidos los sistemas de tuberías. Esta base de datos incluye tanto tuberías costa adentro como costa afuera. Los sistemas de tuberías en estados unidos alcanzan aproximadamente 3 701 491 km. (2.3 Millones de millas).

Los criterios de inclusión en esta base de datos son: •Fatalidad o lesión que requiera hospitalización del paciente.

•50.000 dólares o más en los costos totales, medidos en dólares de 1984.

•Derrames de 0,79 m3 (5 barriles) o más de líquidos volátiles, o 7,95 m3 (50 barriles) o más barriles de otros productos.

•Líquidos derramados resultados de un incendio o una explosión accidental.

Las causas iniciales de los incidentes son agrupadas así: •Corrosión (corrosión interna y externa).

•Daños por excavación (Primera, segundas y terceras partes).

•Operaciones incorrectas.

•Fallas en materiales, soldaduras y equipos 20

(Incluyendo juntas, accesorios, entre otras).

•Daños por fuerzas natural (movimientos de tierra, rayos, vientos, lluvias).

•Otras fuerzas externas (Fuego o explosiones como causa primaria, actividades marítimas, intencionales,).

•Otras causas.

UKOPA UKOPA, United Kingdom Onshore Pipeline Operators’ Association, es una base de datos que recopila y registra datos de incidentes por pérdida de contención en sistemas de tuberías en el Reino Unido desde 1968. UKOPA publicó el primer informe en noviembre de 2000, presentando el primer registro de datos de incidentes en sistemas de tuberías que resultaron hasta finales de1998. El registro de la frecuencia de falla abarca el periodo de desde 1962 hasta el 2008. El inventario de sistemas de tuberías es de aproximadamente 22 312 km. (2008).

Las causas iniciales de los incidentes son agrupadas así: •Corrosión externa.

•Corrosión interna, •Interferencias externas.

•Defectos en la tubería, •Defectos en la soldadura circunferencial.

•Defectos en la soldadura longitudinal.

•Movimientos de tierra.

•Otras causas.

•Desconocidas.

Los incidentes con pérdida de contención son definidos como: •Pérdida no intencional de producto en sistemas de tuberías.

•Sistemas de tubería a campo traviesa y fuera de los límites de las instalaciones.

•Quedan excluidos equipos y accesorios (por ejemplo, válvulas, compresores) u otros accesorios propios del sistema de tubería.

FSU En noviembre de 1997 el Banco Mundial otorgó Det Norske Veritas (DNV), una firma consultora de Noruega, un contrato para llevar a cabo un estudio teórico de las características de los ductos y las causas de las rupturas, y también evaluar los marcos jurídicos y reglamentarios que se aplican en Rusia y los estados de la antigua Unión Soviética (FSU), para responder a los derrames de petróleo y las consecuencias ambientales de estos derrames. Alrededor de 113 derrames de ductos principales en varias regiones de FSU fueron estudiados. Los resultados del estudio proporcionan una mejor comprensión de las causas de los derrames de ductos en estos países. El conocimiento podría ser utilizado para desarrollar un conjunto de directrices y normas para la operación segura de los ductos, y para aplicar medidas preventivas y de mitigación para minimizar el impacto de futuros derrames en la antigua Unión Soviética y otros países en desarrollo.

Los análisis de los 113 accidentes reportados se llevaron a cabo de conformidad con los criterios de la Organización, European Oil Companies Association for Environment, Health and Safety (CONCAWE).

A partir de 1998, había aproximadamente 84.000 kilómetros de ductos en la ex URSS, de los cuales aproximadamente el 90 por ciento tiene un diámetro mayor de 20 “ pulgadas. Alrededor de 64 000 kilómetros de ductos, o el 76 por ciento del total, se encuentran en Rusia. El mayor número de derrames se produjeron en Rusia (89,4 por ciento) y las rupturas más importantes (alrededor del 39 por ciento) ocurrieron en tuberías con diámetros que van desde 23 “a 32 pulgadas”

Comparación de las causas de los roturas, entre las diferentes organizaciones La causa de la rotura de los sistemas de tuberías es comparado para los diferentes organismos a nivel mundial; Conservation of Clean Air and Water (CONCAWE), y European Gas

pipeline Incident Group (EGIG), en Europa, Energy Resources Conservation Board (ERCB, formerly Alberta Energy and Utilities Board) y National Energy Board (NEB),en Canadá, Department of Transportation and Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration, (DOT-PHMSA) en Estados Unidos, United Kingdom Onshore Pipeline Operators’ Association (UKOPA) en Inglaterra, y Russia and States of the former Soviet Union (FSU) en Rusia.

Para facilitar la comparación entre las distintas organizaciones con diferentes criterios de presentación, las causas de las roturas, por corrosión por pérdida de metal y grietas, se han combinado y comparado con base en la norma CSA Z662, a las roturas causadas por corrosión. Las roturas generadas por causas naturales se compararon con las causadas por geotecnia y otras causas. Debido a las diferencias en los sistemas de tubería y su propósito (es decir, sistemas de recibo, transmisión, distribución), se hace difícil una exacta comparación, cual puede explicarse por las diferencias en los modos de rotura o falla.

Las causas de los incidentes fueron agrupadas de la siguiente manera para efectos de comparación (ver Tabla 1):

Tabla 1. Cuadro comparación de las causas de los roturas, entre las diferentes organizaciones

Las causas de fallas de sistemas de tuberías “calientes” difieren mucho los sistemas de tuberías “fríos”. Mientras el 81% de las fallas en los sistemas de tuberías “calientes” es debido a corrosión, solo el 19 % corresponde a este mismo modo de falla en los sistemas de tuberías “fríos”. Las principales causas de fallas en los sistemas de tuberías “fríos” corresponden a; daño mecánico (28% Materiales) y terceras partes (42% Interferencias externas).

•Corrosión •Interferencia externas •Mmaterial (fabricación, tubería o soldadura) •Geotecnia •Oras causas En la Tabla 2, se muestra el cuadro comparativo de frecuencia de falla, para las diferentes organizaciones y en la Tabla 3 el promedio de derrame en m3 por cada 1000 Km. En los 38 años (1971-2008) de recopilación en la base de datos de CONCAWE, se han reportado 469 incidentes de fuga, de los cuales 67 han ocurrido en sistemas de tuberías “calientes”, una cantidad muy grande en relación a los kilómetros de sistemas de tuberías totales. La frecuencia de falla media móvil de 5 años se ha reducido alrededor de 1,1 en los años setenta a cerca de 0,3 fallas por año por cada 1 000 km. en los últimos años.

Tabla 2. Cuadro comparativo de la frecuencia de falla por cada 1000 Km., entre las diferentes organizaciones.

Tabla 3. Cuadro comparativo del promedio de derrame en m3 por cada 1000 Km.

21

(A)

(B)

Figura 1. Distribución (a) y (b) de falla para sistemas de tuberías “calientes” y “fríos” respectivamente, reportados en CONCAWE.

Figura 2. Distribución (a) y (b) de falla para sistemas de tuberías costa adentro y costa afuera, que transportan líquidos peligrosos respectivamente, reportados en PHMSA.

En los 20 años de evaluación (1990-2009) de recopilación en la base de datos de DOT-PHMSA, se han reportado 5061 incidentes, de los cuales 2778, corresponden a sistemas de tuberías (Costa adentro 2692 y Costa afuera 86) que transportan líquidos peligrosos y 2824 a sistemas de tuberías (transmisión, distribución y recibo) que 22

transportan gases, incluyendo también sistemas de tuberías de transmisión y recibo Costa adentro y Costa afuera.

Como se muestra en la Figura 2 (a) y (b), las causas de fallas de sistemas de tuberías costa adentro y costa afuera no difieren mucho de los modos de falla, en relación al

porcentaje estimado, salvo en las fallas por material, que son sustancialmente menores en las líneas costa afuera. Mientras el 22% de las fallas en los sistemas de tuberías costa adentro como se muestra en la Figura 2 (a), son debidas a fallas en los materiales, solo el 5.8% corresponde a los sistemas costa afuera, Figura 2 (b). Para los sistemas de

E

V

FECHA

E

N EVENTO

T

O

S LUGAR

Marzo 11- 15 Marzo 13 - 15 Marzo 19 - 21 Marzo 19 - 23 Marzo 20 - 21 Marzo 20 - 22 Marzo 21 - 23 Marzo 26 - 30 Marzo 27 - 28 Marzo 27 - 29 Marzo 28 - 30 Marzo 28 - 30

NACE Corrosion 2012 Oil & Gas Summit and Exhibition Marcellus Midstream Conference & Exhibition ASNT 21st Annual Research Symposium and Spring Conference SPE / IADC Managed Pressure Drilling & Underbalanced Operations Conference & Expo SPE / EAGE European Unconventional Resources Conference & Expo - Potential to Production SPE Western North American Regional Meeting International Electron Beam Welding SPE / ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention - Conference & Expo V Expo Minas 2012 Oil & Gas India Conference and Exhibition 7th Pipeline Technology Conference

Salt Lake City, UT - USA Cartagena - COLOMBIA Pittsburgh, PA - USA Dallas, TX - USA Milan - ITALY Vienna - AUSTRIA Bakersfield, CA - USA Aachen - GERMANY The Woodlands, TX - USA Quito - ECUADOR Mumbai - INDIA Hannover - GERMANY

Abril 2 - 3 Abril 16 - 20 Abril 16 - 18 Abril 20 Abril 22 - 25 Abril 30 - 3 Mayo

Corrosion Management Asia 2012 18th World Conference on NDT SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference East Texas - Section Seminar (NACE) International Brazing and Soldering Conference OTC - Offshore Technology Conference

Kuala Lumpur - MALAYSIA Durban - SOUTH AFRICA Mexico DF - MEXICO Kilgore, TX - USA Las Vegas, NV - USA Houston, TX - USA

Mayo 1 - 3 Mayo 1 - 4 Mayo 28 - 29

46th Annual Western States Corrosion Seminar AGA - Operations Conference SPE International Conference & Exhibition on Oilfield Corrosion

Pomona, CA - USA San Francisco, CA - USA Aberdeen, Scotland, UK

Junio 12 - 14 Junio 13 - 15 Junio 19 - 21

PECOM - Petroleum Exhibition & Conference of Mexico 5th Annual Pipe Tech World Summit 2012 NACE - Bring On the Heat 2012 Maintenance, Management and Cost-Saving Solutions for the Industrys Hottest Coatings

Villahermosa - MEXICO Istanbul - TURKEY Houston, TX - USA

Julio 10 - 13 Julio 11 - 12

NACE - VIII LATINCORR 2012 6th BNamericas Andean - Energy Summit

Lima - PERU Bogota - COLOMBIA

Agosto 7 - 9 Agosto 7 - 10 Agosto 19 - 22 Agosto 21 - 24 Agosto 26 -29

Deepwater Intervention Forum Congreso Latinoamericano y del Caribe de Perforacion, Terminacion, Reparacion y Servicio de Pozos ASCE (American Society of Civil Engineers) - Pipelines 2012 Conference NDE / NDT For Highways and Bridges: Structural Materials Technology (SMT NACE - Central Area Conference 2012

Galveston, TX - USA Buenos Aires - ARGENTINA Miami Beach, FL - USA New York, NY - USA Chicago, IL - USA

Septiembre 9 - 13 Septiembre 9 - 13 Septiembre 16 - 20 Septiembre 17 - 20 Septiembre 20 - 21 Septiembre 24 - 29 Septiembre 26 - 29 Septiembre 26 - 28

Congreso Mexicano del Petroleo 2012 NACE - EuroCorr 2012 NACE - Corrosion Technology Week 2012 RIO Oil & Gas - Expo and Conference Jornadas de Recuperacion Mejorada de Petrole IPC - International Pipeline Conference 2012 CORCON - Corrosion Conference 2012 XII Ecuador Oil & Power 2012

Ciudad de Mexico - MEX Istanbul - TURKEY New Orleans, LA - USA Rio de Janeiro - BRASIL Mendoza - ARGENTINA Calgary, AL - CANADA New Delhi - INDIA Quito - ECUADOR

Octubre 08 - 11 Octubre 14 - 17 Octubre 23 - 25 Octubre 28 - 31 Octubre 29 - 02 Noviembre Octubre 30 - 2 Nov

NACE - Eastern Area Conference 2012 NACE Corrosion Shanghai 2012 Conference & Expo - East Asia & Pacific Area Conference 7th Annual Drilling & Completing Trouble Zones NACE - Northern Area Eastern Conference 2012 ASNT FALL Conference - The 2012 NDT Experience 3 Congreso Latinoamericano y del Caribe de Refinacion

New York, NY - USA Shanghai - CHINA Galveston, TX - USA Toronto - CANADA Orlando, FL - USA Buenos Aires - ARGENTINA

Diciembre 3 - 7 Diciembre 4 - 5

NACE - New Orleans Education Week Oil & Gas Safety Conference 2012 OSHA - Exploration & Production

Kenner, LA - USA Dallas, TX - USA

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tuberías de gas, el modo principal de falla es debida a interferencias externas (ver Figura 3). Ahora si analizamos la Figura 4, el modo de falla principal para todos los sistemas de tuberías que transportan líquidos peligrosos y gases, son las interferencias externas.

Figura 3. Distribución de fallas para sistemas de tuberías de transmisión, distribución y recibo que transportan gases, reportados en PHMSA.

The Alberta Energy and Utilities Board (EUB) es responsable de la regulación de los proyectos de energía en Alberta-Canadá. EUB y su precursor de Energy resources Conservation Board (ERCB). Los datos aquí recopilados abarcan el periodo de Enero 1 de 1990 hasta el 31 de Diciembre de 2005.

Durante este periodo se reportaron 12 848 incidentes en sistemas de tuberías. De éstos, 657 fueron golpes que no produjeron pérdida de contención en los sistemas de tuberías. Ahora del total de incidentes 93.8 % fueron fugas y 6.2% roturas. Una fuga se considera como una pérdida de contención pero el sistema puede seguir operando.

Una rotura se considera, como una situación que compromete la integridad del sistema y no le permite seguir operando. Por otra parte, de la longitud total estimada de 377 248 km. el 68% corresponde a sistemas de tuberías de gas y el 89.7% de los sistemas de tuberías esta construido en acero.

24

La Figura 5 muestra que el principal modo de falla es la corrosión, con un predominio de la corrosión interna de 58% y un 12 % debido a corrosión externa. Para el perio-

Figura 4. Distribución de fallas para sistemas de tuberías que transportan líquidos peligrosos y gaseosos, reportados en PHMSA.

do reportado, el número de de fallas ha decaído de 5.2 fallas por cada 1000 Km. a 2.2 en el 2004, con un ligero incremento de 2.4 en el 2005. Sin embargo, la tendencia histórica es a disminuir.

National Energy Board NEB regula 104 compañías operadoras de petróleo y gas, a través de Canadá. Los datos evaluados corresponden desde el año 1991 hasta el año 2007. Durante este periodo se reportaron

Figura 5. Distribución de fallas para todos los sistemas de tuberías, regulados por Alberta Energy and Utilities Board (EUB).

32 incidentes en sistemas de tuberías. De éstos, el 63% (20) corresponden a fallas por corrosión, como principal causa, con 12 fallas debidas a corrosión por grietas (grietas inducidas por hidrógeno, daño mecánico que conduce a grietas, stress corrosión y corrosión por fatiga); y 8 fallas por pérdida de metal (corrosión interna y externa). Para el año 2007, el número de fallas por cada 1000 kilómetros reportados por las compañías reguladas por la NEB fue de 0.3, con un promedio histórico de 0.1 (2000-2007).

EGIG es una base de datos que recopila y registra datos de incidentes por pérdida de contención en sistemas de tuberías de transmisión de gas en Europa desde el año 1970. Para esta evaluación se analizaron los datos hasta el año 2007. Durante este periodo se reportaron 1172 incidentes. La principal causa de fallas en estos sistemas es interferencias externas, con un 50% de todas las fallas. Durante los últimos cinco años el 48% de todos los incidentes se debieron a esta causa. La frecuencia de falla para el periodo reportado de 1970 a 2007 es de 0.37 fallas por cada 1 000 km. La frecuencia de falla media móvil en los últimos 5 años, es de 0.14.

UKOPA, United Kingdom Onshore Pipeline Operators’ Association, registra las fallas de los sistemas de tuberías desde 1962.

Figura 6. Distribución de fallas para todos los sistemas de tuberías, regulados por NEB.

Figura 6. Distribución de fallas para todos los sistemas de tuberías, regulados por EGIG.

Figura 7. Distribución de fallas para todos los sistemas de tuberías, regulados por EGIG.

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FSU, de los 113 incidentes, analizados en este estudio por DNV, para la FSU, la principal causa de fallas en estos sistemas es debida a otras causas, con un 42% de todas las fallas. La segunda causa de falla corresponde a fallas en el material con un 27%.

La tercera causa es debida a interferencias externas con 15%, seguido de corrosión y geotecnia con un 12% y 3.5% respectivamente. La frecuencia de falla promedio para el periodo reportado en FSU de 1986 a 1996 es de 0.16 fallas por cada 1 000 km.

Para FSU, la frecuencia de falla durante este estudio ha venido aumentado paulatinamente durante los últimos años de 0.01 en 1986 a .0.35 en 1996.

CONCLUSIONES

• Las fallas por terceras partes o interferencias externas fueron las principales causas de falla reportadas en CONCAWE, EGIG y PHMSA. • La principal causa de roturas en los sistemas de tuberías reguladas por la NEB entre 1991 y 2007 fue debida a corrosión por grietas y pérdida de metal.

• En contraste con la NEB, EUB y UKOPA, la principal causa de roturas reportadas en otras organizaciones son interferencias externas.

• La tendencia histórica de todas las organizaciones es a disminuir el número de fallas por cada 1000 km. en los sistemas de tuberías, con excepción de FSU, cuya tendencia aumentó • La densidad de la red de tuberías reguladas por la ERCB, junto con altos niveles de construcción de sistemas de tuberías de petróleo y gas en Alberta puede ser el potenciador de los mayores incidentes por incidencia de fuerzas externas.

REFERENCIAS:

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1.Performance of European cross-country oil pipelines, Statistical summary of reported spillages in 2008 and since 1971. June 2010 / 2.7th Report of the European Gas Pipeline Incident Data Group. December 2008 / 3.Alberta energy and utilities board, Report 2007-A: Pipeline Performance in Alberta, 1990-2005. April 2007 / 4.National Energy Board. Focus on Safety and Environment, A Comparative Analysis of Pipeline Performance 2000–2007. July 2009 / 5.6th Report of the UKOPA Fault Database Management Group. December 2009. / 6. www.phmsa.dot.gov. / 7.Russia Pipeline Oil Spill Study, April 2033, Joint UNDP/World Bank Energy Sector Management Assistance Programme (ESMAP).

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Evaluaciones ambientales de sitio

“Due Diligence ambiental” en Latinoamérica IVÁN GALINDO Consultor Internacional, galindoi@att.net

Dada la proliferación de inversiones de capital de grandes consorcios internacionales en países latinoamericanos, el sector industrial se ha apoyado en la implementación de normas técnicas americanas, tales como las emanadas por la American Standard for Testing and Materials (ASTM), a través de la norma E ASTM 1527-05 - Standard Practice for Environmental Site Assessments: Phase I (Proceso Estandarizado para las Evaluaciones Ambientales de Sitio Fase I); cuyo propósito es la implementación de los estudios ambientales más prácticos y apropiados para la protección de los propietarios, ante demandas como consecuencia de transacciones comerciales sobre terrenos con activos ambientales ocultos. Sin embargo, la implementación de esta norma en Latinoamérica está sujeta a un conjunto de limitaciones como veremos más adelante.

En muchas oportunidades y dependiendo de la magnitud de las fallas de los equipos en cualquier industria a causa de cualquier motivo: Corrosion, Danos por terceros, Danos Geotecnicos, etc; se generan derrames de productos que pueden impactar suelos y aguas subterraneas sobre los que conviene realizar estudios ambientales. En particular, las evaluaciones ambientales de sitio, conocidas como “Environmental Due Diligence”, corresponden a un proceso estandarizado, mediante el cual un análisis adecuado de información ambiental puede aportar elementos de negociación para el ajuste de precios en las operaciones de desmantelamiento y transacciones de compra-venta del sector inmobiliario, residencial o industrial.

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En principio, la Norma E ASTM 1527-05, incorpora en su contenido un procedimiento de carácter “detectivesco”, que consiste en la visita programada al lugar de interés, con la finalidad de recopilar y revisar la documentación de carácter ambiental contenida en los archivos de la empresa que está siendo motivo de estudio.

De igual forma, también se incluye la revisión de información ambiental de carácter público relativa al área de emplazamiento, uso de la tierra y demás actividades comerciales y residenciales del área donde está ubicada la instalación. Para ello, la aplicación de la técnica en territorio americano recurre a la consulta de bases de datos nacionales, estadales y municipales de relativo fácil acceso. Simultáneo a la revisión de información, la técnica ASTM orienta la inspección visual por parte de los expertos ambientales, con miras a identificar aéreas críticas potencialmente contaminadas; que deben ser clasificadas en función de los

riesgos potenciales de impacto al ambiente y a la salud. Cabe destacar que estas inspecciones deben incluir la identificación de actividades industriales vecinas al emplazamiento, al igual que estimaciones visuales basadas en la topografía del terreno, para establecer la direccionalidad aproximada del flujo de aguas subterráneas. Colateralmente a lo expuesto, los objetivos de la visita experta incluyen la interacción con personal clave de operaciones y mantenimiento, con la finalidad de identificar mediante estas entrevistas otras condiciones no evidentes de contaminación, provenientes de operaciones ya desmanteladas, conocimiento de accidentes y derrames de productos, o por la desincorporación de sistemas de almacenamiento de hidrocarburos o químicos, por citar algunos ejemplos. También es importante resaltar que estas entrevistas no deben ser entendidas como auditorías ambientales, sino como interacciones proactivas con personal clave, con miras a facilitar la obtención de información precisa que permita diseñar la estrategia de captación de muestras en aéreas identificadas como “puntos calientes”, donde los riegos de exposición a contaminantes orgánicos e inorgánicos es más probable.

De esta forma, el experto ambiental obtiene la información necesaria para realizar un reporte tipo Fase I con las debidas recomendaciones basadas en sus observaciones, cuyo contenido es discutido a detalle con el cliente que solicita el estudio (ya sea comprador o vendedor). Los hallazgos de la Fase I pueden sugerir la realización de una segunda fase de estudio para completar la evaluación ambiental de sitio. El propósito de esta segunda fase consiste en la identificación cuantitativa del nivel de daño ambiental existente en el sub-suelo y aguas subterráneas. Estos estudios de Fase II se ba-

san en una elaborada y coordinada planificación muestral de suelos y aguas subterráneas (si se sospecha la contaminación de esta última) mediante la perforación de núcleos de suelo hasta cinco o seis metros de profundidad. Estos pueden ser excavados a mano con un saca bocado de tipo “handauger” si las características del suelo lo permiten, o mediante el empleo de taladros mecánicos que permita avanzar a través del perfil del suelo. La excavación permite captar muestras a distintas profundidades, hacer mediciones de la presencia de gases de combustión en el subsuelo, medir la profundidad del nivel freático y confirmar la ausencia o cuantificar la presencia de la fase no disuelta de hidrocarburos depositada sobre las aguas subterráneas producto de derrames históricos sobre el suelo. Los resultados provenientes de los análisis de laboratorio aportan indicios del grado de contaminación y, por ende, arroja pistas para la determinación de costos de futuras operaciones de saneamientos; así como de la recuperación de aéreas impactadas. Estos elementos son claves durante el proceso de negociación entre compradores y vendedores cuando se negocia el precio final de una propiedad industrial.

nente analítico puede incluir el despistaje de materiales de asbesto, la presencia o ausencia de plomo en el recubrimiento de sus paredes, en especial cuando se trata de edificaciones antiguas, así como la presencia de transformadores eléctricos con bifenilos policlorados.

Tal como se puede observar, el estricto desarrollo de la Normas ASTM así como el seguimiento de los escrupulosos controles de calidad se hacen más complejos en la medida que la norma es aplicada fuera de las fronteras de los Estados Unidos, para quien en principio la norma ha sido confeccionada. Es por ello, que las consultoras ambientales que realizan este tipo de estudios en el plano internacional y en específico a nivel de Latinoamérica, deben detallar en sus propuestas comerciales las limitaciones que se presentan durante el desarrollo de este tipo de estudio en nuestros países, básicamente debido a las siguientes condiciones:

En vista de la importancia que la generación de la data técnica representa para el proceso de evaluación ambiental, ésta debe estar respaldada por un estricto control de calidad sobre todos los pasos que conforman el estudio de campo, tales como la implementación estandarizada de captación de muestras, la incorporación de muestras testigo con estándares certificados de hidrocarburos, el empleo de medios adecuados de preservación de muestras, mantenimiento del material muestreado a muy bajas temperaturas para su transporte y la documentación pertinente a la cadena de custodia de las muestras ambientales hasta su arribo a los laboratorio.

• No todas las fuentes de información que estipula la norma ASTM son fácilmente accesibles en los países latinoamericanos, ya que carecen de modernas bases de datos ambientales.

• La información pública de interés debe ser tramitada a través de oficinas ministeriales, cuyos tiempos de respuesta exceden los estimados para la realización de los estudios ambientales de sitio. Por la misma razón, las entrevistas a funcionarios públicos para la procura de información pertinente han demostrado ser poco eficientes o productivas.

• La procura de información sitio específica, tales como los fotografías aéreas o mapas topográficos, se realiza hasta donde es posible llegar, pero puede arrojar “vacíos de información”, dada la escasa disponibilidad de este material a nivel de oficinas públicas.

• La escasez en Latinoamérica de laboratorios certificados y altas tarifas de aquellos con certificación.

La norma ASTM recomienda que el soporte analítico para el procesamiento de muestras ambientales sea realizado mediante la incorporación al estudio de laboratorios certificados que garanticen la exactitud y confiabilidad del resultado. Los parámetros químicos comúnmente evaluados en estos estudios son: los Hidrocarburos Orgánicos Semi Volátiles y Volátiles (SVOC y VOC), Hidrocarburos Totales de Petróleo (TPH) y metales pesados. De acuerdo a los alcances del estudio, el compo-

Es importante resaltar aquí que los estándares internos de calidad de las empresas multinacionales suelen adherirse a las recomendaciones de las Norma ASTM en el sentido de amparar el resultado mediante el soporte de laboratorios certificados. El cumplimiento de este aspecto es quizás el más complejo por las razones anteriormente expuestas. Por tal motivo, en oportunidades las partes interesadas se ven forzadas a enviar las muestras a laboratorios norteamericanos, aun cuando

deben incurrir en altos costos por servicios de transporte internacional de encomiendas.

Es de hacer notar que esta opción se maneja dentro de los tiempos máximos permisibles para el almacenamiento de muestras hasta los laboratorios seleccionados para beneficio del resultado analítico. Como se puede deducir, éste componente resulta en un significativo incremento de costos, pero en cierto modo garantiza la confiabilidad del resultado analítico.

Por último, es común presenciar los cada vez más frecuentes cambios de manos de los complejos industriales en los sectores de fabricación de electrónicos, electrodomésticos, farmacéuticos, automotriz, energético, química, etc. a nivel latinoamericano. La proliferación de este tipo de negociaciones, aunado al incremento del componente regulatorio para el control de los problemas ambientales en nuestros países, comienza a impulsar un campo atractivo para el desarrollo e implementación de negocios en torno a la consultoría ambiental. Igual que lo será para los laboratorios analíticos cuyos procedimientos deberán ser certificados mediante Normas de calidad ISO, siempre y cuando la estructura de precios permita establecer tarifas competitivas con los laboratorios americanos, lo cual hasta el presente, dista mucho de convertirse en una realidad.

La próximas vez que Ud, esté al tanto del arribo de inversiones internacionales o despedida de un importante sector industrial, podrá estar seguro que dicha operación estará influenciada en su balance económico por la ejecución oportuna de las evaluaciones ambientales de sitio, tipo “Due Diligence ambiental”.

Acerca del autor: Iván Galindo es Licenciado en Ciencias Biológicas con Maestría en Ingeniería Ambiental títulos obtenidos en la Universidad Central de Venezuela. Doce años de experiencia en la Industria Petrolera en las aéreas de ecología acuática y ecotoxicología. Cinco años de experiencia en laboratorios de servicio para la determinación de la calidad de aguas de abastecimiento y aguas residuales industriales y domésticas. Cuatro años de experiencia en la consultoría ambiental norteamericana con énfasis en el desarrollo de Estudios de Impacto Ambiental, Due Diligence y regulación ambiental latinoamericana.

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Influencia del Inhibidor de Incrustaciones a base de Aloe Vera (INTAVTM) en la corrosividad del grado API 5L X65

30

Foto: http://laotraviarcr.blogspot.com

Corrosión Aloe vera INTAV TM Dodecilamina Acero API 5L X65

En la producción de los campos ubicados costa afuera, se pueden presentar una serie de problemas en la movilización del flujo, debido a la presencia de agua en todas las líneas de producción, a las bajas temperaturas y altas presiones a las que se encuentran, condiciones que promueven el taponamiento de las tuberías por formación de hidratos, obstrucciones por precipitados que se forman por la presencia de iones calcio y magnesio disueltos en el agua y, el fenómeno de corrosión ocasionado por el CO2 y H2S a ciertas concentraciones, en presencia de agua libre. Además de los problemas operacionales que ocasionan, el CO2 y el H2S tienen un impacto negativo en el ambiente, así como también lo tienen la gran mayoría de los tratamientos químicos utilizados en la actualidad para mitigar los fenómenos nombrados anteriormente, por lo cual se compromete

ANTECEDENTES

PDVSA Intevep está desarrollando un tratamiento químico multifuncional, para la prevención de incrustaciones, hidratos y corrosión, obteniéndose resultados satisfactorios para las dos primeras problemáticas. Se evaluó el potencial corrosivo del INTAVTM y se adicionó dodecilamina, como inhibidor fílmico, para la prevención de la corrosión en las instalaciones petroleras. Se obtuvo una velocidad de corrosión en presencia del INTAVTM de 68 mpy, mientras que en el blanco fue 18 mpy. Luego de la incorporación de dodecilamina, se logró disminuir el potencial corrosivo hasta 23 mpy.

PALABRAS CLAVES

Rosa Nadales, María A. Carrasquero, Elluz Torín y Alfredo Viloria Gerencia Técnica de Gas, PDVSA Intevep, S.A. Apdo. 76343, Caracas 1070-A, Venezuela.

E-mail: nadalesd@pdvsa.com.

Teléfonos: (58-212) 330.73.85, fax: (58-212) 330.87.30

continuamente tanto el ecosistema como la salud de las personas que habitan en zonas aledañas a dichas instalaciones [1].

Esta situación ha generado que las industrias se enfoquen en el aseguramiento de flujo desde etapas tempranas de los proyectos, con el fin de garantizar un diseño adecuado de las instalaciones así como el tratamiento químico que mitigue los fenómenos de formación de hidratos, incrustaciones y corrosión, de manera confiable y en armonía con el medio ambiente. Es por ello que existe la necesidad de generar tecnologías propias, que puedan solventar la problemática ocasionada por dichos fenómenos, mediante el uso de materias primas biodegradables, que tengan un impacto mínimo en el ambiente y que a su vez permitan incentivar la agroindustria en el país, promoviendo la actividad productiva y el bienestar social. De esta forma, se evaluó la alternativa de utilizar polisacáridos naturales extraídos del Aloe vera (INTAVTM) como inhibidor de incrustaciones. El producto formulado, resultó altamente eficiente tanto para la prevención de incrustaciones, como para la formación de hidratos.

En este sentido, con la finalidad de formular un tratamiento químico multifuncional que permita la mitigación simultánea de la formación de fenómenos como incrustaciones, hidratos y corrosión, se evaluó el potencial corrosivo del producto formulado a base de Aloe vera (INTAVTM) con el fin de verificar su acción como posible inhibidor de corrosión.

Determinación de la eficiencia de los inhibidores de corrosión

La eficiencia de los inhibidores se determinó considerando la velocidad de corrosión obtenida para el material sin añadir el inhibidor al medio de ensayo (VBlanco) y en presencia de éste (VInhibidor), y fue calculada mediante la Ecuación 1.

METODOLOGÍA EXPERIMENTAL

Eficiencia (%) =

La evaluación del potencial corrosivo se realizó mediante ensayos de pérdida de peso del metal. Las probetas de corrosión empleadas están hechas a base de acero al carbono API 5L grado X65, siendo este tipo de metal el recomendado para la construcción de tuberías y líneas de transmisión de gas en las industrias costa afuera, según el American Petroleum Institute (API).

Para la realización del ensayo se emplea una solución de cloruro de sodio (NaCl) al 3.5% como medio corrosivo sobre el cual son evaluadas las probetas. Se inyecta el CO2 (gas a evaluar) y se fijan, mediante los controladores respectivos, la temperatura, presión y velocidad de rotación, tomando como referencia las condiciones de operación de los campos Dragón y Patao (tabla 1).

Condiciones del ensayo Temperatura Presión Total Presión Parcial de CO2 Tiempo Velocidad

120 °F 1500 psig 15 psig 120 horas 150 rpm

Caracterización física y química de los cupones de acero API 5L grado X65 antes y después de realizados los ensayos de corrosión La caracterización física de los cupones de corrosión se realizó mediante la técnica de Microscopía Electrónica de Barrido (MEB), para analizar la superficie de los cupones decapados antes y después de los ensayos.

La caracterización química se realizó a través del análisis elemental a los productos de corrosión adheridos a las superficies de los cupones, para identificar los elementos presentes, utilizando la técnica de Espectroscopía de Energía Dispersiva (EDS).

RESULTADOS

Evaluación del potencial corrosivo del inhibidor

ν Blanco −ν Inhibidor x100 ν Blanco

Potencial corrosivo del INTAVTM

Se evaluó la velocidad de corrosión del sistema de NaCl con 15% de INTAVTM en cupones de acero API 5L grado X65, así como la velocidad de corrosión de un sistema en ausencia de tratamiento químico (blanco), para establecer comparaciones. Los resultados obtenidos se presentan en la figura 1.

80

Velocidad de corrosión (mpy)

Se determinó la velocidad de corrosión promedio del material metálico, de acuerdo a las normas ASTM G1 [2] y NACE Standard RP-0775 [3].

68

70 60 50 40 30 20

18

10 0 Blanco

Muestra

INTAV

Figura 1. Potencial Corrosivo del INTAVTM

En la figura 1 se muestra la velocidad de corrosión en milipulgadas por año (mpy) del INTAVTM y el blanco. Se puede observar que la velocidad de corrosión del INTAVTM triplica a la del blanco, por lo tanto incrementa la velocidad de corrosión del sistema.

El potencial corrosivo del INTAVTM probablemente se debe al pH ligeramente ácido que posee (pH = 3,9), ya que la velocidad de corrosión incrementa cuando aumenta la cantidad de protones en el medio, es decir, cuando el pH es bajo. Es por ello que existen inhibidores neutralizantes, los cuales se encargan de disminuir la corrosividad del medio ambiente por un descenso en la concentración de iones hidrógeno, reduciendo la concentración del reactante corrosivo.

Caracterización física y química de los cupones utilizados en la evaluación del potencial corrosivo del INTAVTM Para realizar la caracterización química y física de los cupones de acero API 5L grado X65, fue necesario evaluar el estado inicial de las probetas. En la figura 2 se pueden observar las características iniciales de los cupones.

31

Figura 2. Estado inicial de las probetas de acero API 5L X65

a) desbastado

b) 100X

c) 500X

En la figura 2a se presenta el estado inicial de los cupones, luego del desbastado del mismo para alcanzar una superficie tipo espejo.

En las imágenes 2b y 2c se observa una especie de canalización horizontal, como consecuencia de los granos que posee el papel abrasivo y la dirección en la que fueron desbastadas las superficies.

Una vez realizada la caracterización física inicial, se llevó a cabo el análisis químico del mismo (tabla 2). %Fe 98,57

%Mn 1,20

%C 0,21

%P 0,014

En la tabla 3 se presenta el contenido elemental de la superficie de la probeta. La presencia de hierro se debe a que el mismo es propio del acero con el cual están fabricados dichos cupones, igualmente, se le atribuye al metal la presencia de manganeso (Mn) y carbono (C). Por otro lado, se evidencia la presencia de sodio (Na), como consecuencia de restos de la solución de NaCl a la que fueron sometidos, mientras que el oxígeno (O) puede deberse a la atmósfera de CO2. La presencia de níquel (Ni), se tiene como consecuencia de una contaminación por parte del recipiente, el cual esta fabricado con Hastelloy C, que es una súper aleación que contiene alrededor de 60% de este elemento [4].

En la figura 4 se presenta la micrografía obtenida por MEB para las probetas que fueron sometidas a NaCl y 15% de INTAVTM.

%S 0,009

Tabla 2. Composición química nominal del API 5L grado X65

En la figura 3, se presentan las micrografías obtenidas mediante MEB a los cupones sometidos al medio corrosivo (NaCl) sin tratamiento químico (blanco).

a) 100X

b) 500X

Figura 4. Microfotografías tomadas a las probetas decapadas que fueron sometidas a INTAVTM

La presencia de INTAVTM causó una corrosión uniforme a lo largo de las probetas, lo cual evidencia la pérdida de peso obtenida en este ensayo. También se pueden observar en las figuras 4a y 4b, pequeñas picaduras que no poseen gran profundidad, por lo que se puede asumir que la corrosión fue del tipo uniforme. a) 100X

b) 500X

Figura 3. Microfotografías tomadas a las probetas decapadas que fueron sometidas al blanco

En la figura 4a se observa una serie de picaduras a lo largo de la superficie, la cual fue constante en todas las caras expuestas del cupón, por ello se asume que la corrosión fue generalizada. La imagen con un aumento de 500X (figura 4b), da una idea de la profundidad que poseen estas picaduras.

Una vez analizadas las superficies de los cupones sometidos al blanco, se obtuvo el espectro a través de EDS, técnica mediante la cual se realizó el análisis elemental sobre los productos adheridos a la superficie de las probetas. Los resultados obtenidos se presentan en la tabla 3.

C

32

O

Elementos presentes Fe Ni

Na

Mn

Tabla 3. Elementos presentes en la superficie de las probetas evaluadas sin tratamiento químico (blanco)

Por otro lado, a los cupones sin decapar se les realizó un análisis elemental, mediante la técnica de espectroscopía de energía dispersiva (EDS), y los resultados se presentan en la tabla 4.

Elementos presentes

Cl

C

Ca

Fe

O

Na

P

S

Mn

Ni

Tabla 4. Elementos presentes en la superficie de las probetas evaluadas en presencia de INTAVTM

Una vez más (tabla 4), se evidencia la presencia de los elementos hierro (Fe), manganeso (Mn) y carbono (C), propios del acero evaluado, así como también la contaminación con níquel (Ni). De igual forma, se observa la presencia de sodio (Na) y cloro (Cl) provenientes de la solución de cloruro de sodio, así como también oxígeno (O) proveniente del CO2. Sin embargo, es resaltante la presencia de nuevos elementos, con respecto a los mostrados en la tabla 3, los cuales son fósforo (P), calcio (Ca) y azufre (S), siendo los dos últi-

Una vez realizados los análisis correspondientes a los ensayos donde se evaluó un sistema corrosivo en ausencia de tratamiento químico (blanco) y un sistema corrosivo en presencia de INTAVTM, se puede concluir que el INTAVTM aumenta el potencial corrosivo del sistema, ya que triplica la velocidad de corrosión del blanco, además de que aumenta los daños producidos en la superficie del metal.

Elementos

Rango (%)

C H

29,0 – 32,0 4,2 - 6,5

O N

44,0 – 55,0 0,4 - 0,8

S Ca Mg

0,3 - 1,6 2,3 - 5,2 0,8 - 1,0

P

0,3 - 0,4

Tabla 5. Composición elemental del INTAVTM [5]

Potencial corrosivo del INTAV en presencia de dodecilamina TM

Debido al gran potencial corrosivo del INTAVTM, se procedió a incorporar un inhibidor de corrosión, para así tratar de disminuir su potencial corrosivo. Por esta razón, se decidió evaluar la dodecilamina como inhibidor de corrosión, ya que posee bondades anticorrosivas, actuando como un inhibidor del tipo fílmico, debido a que se

adhiere a las superficies de los metales, formando una película que lo protege del medio, además de que se ha demostrado en estudios previos que permite obtener velocidades de corrosión menores o iguales a 5 mpy a las condiciones evaluadas [1,6].

En la figura 5, se presentan los resultados obtenidos en el ensayo donde se evaluó el potencial corrosivo del INTAVTM en presencia de 50 y 150 ppm de dodecilamina.

80

Velocidad de corrosión (mpy)

mos elementos componentes del acero previamente caracterizado (tabla 2). La presencia de calcio en el sistema puede ser explicada a través de la composición del INTAVTM (tabla 5).

68

70 60 50 40 30 20

24

18

23

10 0 Blanco

INTAV

INTAV + 50ppm Dodecilamina Muestra

INTAV + 150ppm Dodecilamina

Figura 5. Velocidad de corrosión del INTAVTM en presencia de dodecilamina

Es evidente (figura 5), que la dodecilamina disminuye drásticamente la velocidad de corrosión del INTAVTM, por lo que se verifica su eficiencia como inhibidor de este fenómeno. Sin embargo, esta amina no fue capaz de disminuir la corrosión hasta niveles más ba-

33

jos que los obtenidos en el blanco (18 mpy), por lo tanto, su acción no fue suficiente, debido a que el sistema sigue siendo corrosivo.

Cabe acotar, que el límite máximo de velocidad de corrosión permitido en las instalaciones de la industria petrolera y gasífera debe ser 5 mpy, por lo cual se clasifican todas las formulaciones evaluadas como corrosivas [7].

Caracterización física y química de los cupones utilizados en la evaluación del potencial corrosivo del INTAVTM en presencia de dodecilamina En la figura 6 se pueden observar las micrografías obtenidas por MEB para las probetas sometidas a 15% de INTAVTM y 50ppm de dodecilamina

a) 100X

b) 500X

Dosis de dodecilamina (ppm)

Elementos presentes

50

Cl

C

O

Fe

S

150

-

C

O

Fe

S

Tabla 6. Elementos presentes en la superficie de las probetas evaluadas en presencia de INTAVTM con 50 ppm y 150 ppm de dodecilamina

En la tabla 6 se observa la presencia de hierro, carbono, oxígeno y azufre, en ambos ensayos y sólo se observa la presencia de cloro en el que contiene 150 ppm de dodecilamina. La disposición con la que se encontraron los picos de C, O y Fe, indican la presencia de carbonato de hierro, debido a que los picos de hierro y carbono fueron simétricos respecto al oxígeno. Por otro lado, es evidente la ausencia del resto de los elementos que se encontraban en los casos anteriores (tablas 3 y 4), hallándose azufre y cloro, provenientes del INTAVTM y de la solución de NaCl respectivamente.

De acuerdo a los resultados obtenidos es posible concluir que se requiere la optimización de la dosis de dodecilamina, o la adición de otro inhibidor de corrosión, para alcanzar la velocidad de corrosión requerida para la aplicación del mismo en las instalaciones petroleras (5 mpy), y completar así la formulación del tratamiento químico multifuncional, que permita la mitigación de los fenómenos de incrustaciones, hidratos y corrosión.

Figura 6. Microfotografías tomadas a las probetas decapadas que fueron sometidas a INTAVTM y 50 ppm de dodecilamina

En la figura 7 se presentan los resultados obtenidos en la caracterización de los cupones sometidos a INTAVTM y 150 ppm de dodecilamina mediante MEB.

a) 100X

b) 500X

•El INTAVTM incrementa el potencial corrosivo del sistema, aumentando la velocidad de corrosión de 18 mpy a 68 mpy.

•Se observó una corrosión tipo localizada, tendiendo a ser homogénea, sobre la superficie de los cupones de acero API 5L grado X65 en ausencia de tratamientos químicos (blanco).

•Se observó una corrosión tipo general, con presencia de pocas picaduras, sobre la superficie de los cupones de acero API 5L grado X65 en presencia de INTAVTM. •La dodecilamina disminuye considerablemente el potencial corrosivo del INTAVTM, pero no se logran alcanzar los valores mínimos establecidos (5 mpy).

•Se observó una corrosión tipo general sobre la superficie de los cupones de acero API 5L grado X65 en presencia de INTAVTM y dodecilamina.

•En la mayoría de los casos ocurrió una corrosión del tipo homogénea, lo cual se revela en las imágenes obtenidas mediante MEB.

CONCLUSIONES

En ambas imágenes (6a y 6b) se puede observar la ausencia de las canalizaciones que poseían las probetas antes de ser sometidas al ensayo (figura 2). Una vez más la corrosión tiende a ser generalizada, observándose escasas picaduras con poca profundidad.

Figura 7. Microfotografías tomadas a las probetas decapadas que fueron sometidas a INTAVTM y 150 ppm de dodecilamina

En las figuras 7a y 7b se observa la ausencia de canalizaciones propias del desbastado, y se evidencia una corrosión bastante homogénea a lo largo de la superficie. Asimismo, se observa que no existen picaduras, por lo tanto se infiere que este fenómeno ha ido disminuyendo con aumentos en la concentración de dodecilamina en el medio.

Culminada la caracterización física se procedió a realizar un análisis elemental a la superficie de los cupones a través de la técnica de EDS (tabla 6).

34

REFERENCIAS:

1. Viloria, A., y Vera, J. (1994). “Inhibidores de Corrosión”. CYTED, Río de Janeiro.

2. ASTM G1 (2003). “Standard Practice for Preparing, Cleaning, and Evaluating Corrosion Test Specimens”. / 3. NACE Standard RP-0775 (2005). “Preparation, Installation, Analysis and Interpretation of Corrosion Coupons in Oilflield Operations”. / 4. Hangx, S. y Spiers, C. (2008). “Reaction of plagioclase feldspars with CO2 under hydrothermal conditions”. Faculty of Geosciences, Utrecht University. Netherlands. / 5. Castillo, L. (2005). “Estudio de la factibilidad técnica de aplicación de biopolímeros y efecto de las nanopartículas en el tratamiento de incrustaciones y corrosión en la industria del gas”.

Tesis de Grado, Ingeniería Química. Universidad Central de Venezuela, Caracas.

6. Méndez, M. (2001). “Efecto de la velocidad del fluido sobre las propiedades protectoras de crudos ante la corrosión por CO2 mediante la técnica de electrodo de Cilindro.

Rotatorio”. Tesis de grado, Licenciatura Química. Universidad Simón Bolívar. Sartanejas.

7. NACE Engineers (1979). Corrosion Control in Petroleum Production. TPC Publication 5, p.p. 6 - 10.

Calendario de cursos Corrosión Básica Marzo 26 -30, 2012 Rio De Janeiro – Brazil Abril 9 – 13, 2012 Bakersfield, CA – USA Abril 9 – 13, 2012 Tulsa, OK – USA Abril 16 – 20, 2012 Houston, TX – USA Mayo 7 – 11, 2012 Amarillo, TX - USA

CIP Nivel 1 Abril 15 – 20, 2012 Marabella – TRINIDAD Abril 16 – 21, 2012 Bogota – COLOMBIA Abril 22 – 27, 2012 Anchorage, AK - USA

Mayo 13 – 18, 2012 New Orleans, LA - USA

Mayo 14 – 19, 2012 Lima – PERU

Mayo 14 – 19, 2012 Quito – ECUADOR

Junio 11 – 16, 2012 Cuernavaca – MEXICO

Mayo 21 – 26, 2012 Rio De Janeiro – BRAZIL

Julio 23 – 28, 2012 Bogotá – COLOMBIA

Junio 18 – 23, 2012 Cuernavaca – MEXICO

Noviembre 12 – 17, 2012 Buenos Aires – ARGENTINA

CIP Peer Review Marzo 30 – Abril 1, 2012 Houston, TX – USA

CP3—Proteccion Catódica (Technologist)

Abril 6 – 8, 2012 Vallejo, CA – USA

Enero 22 – 27 San Bernandino, CA – USA

Abril 9 – 11, 2012 Lima – PERU

Febrero 25 – Marzo 1 Abu Dhabi, UAE

Mayo 4 – 6, 2012 Houston, TX – 2012

Octubre 15 – 20 Lima, Perú

Junio 17 – 19, 2012 Rio De Janeiro – BRAZIL

CP4—Proteccion Catódica (Specialist)

Abril 23 – 28, 2012 Maracaibo – VENEZUELA

CP 1 – Protección Catódica (Tester)

Abril 23 – 28, 2012 Kochi - INDIA

Abril 1 – 6, 2012 Houston, TX – USA

Mayo 6 – 11, 2012 Houston, TX - USA

Abril 15 – 20, 2012 Anchorage, AK - USA

Mayo 14 – 19, 2012 Rio De Janeiro - BRAZIL

Mayo 7 – 12, 2012 Lima – PERU

Junio 11 – 16, 2012 Cuernavaca – MEXICO

Junio 4 – 9, 2012 Cuernavaca – MEXICO

CIP Level 2 Marzo 25 – 30, 2012 Houston, TX – USA Abril 1 – 6, 2012 Vallejo, CA - USA Abril 22 – 27, 2012 Marabella – TRINIDAD Mayo 6 – 11, 2012 Orlando, FL - USA

Junio 25 – 30, 2012 Maracaibo – VENEZUELA Noviembre 5 – 10, 2012 Buenos Aires - ARGENTINA

Enero 29 – Febrero 3 SMayo 6 – 11, 2012 Houston, TX – USA Julio 2 – 7, 2012 Maracaibo – VENEZUELA Septiembre 10 – 15, 2012 Cuernavaca – MEXICO Octubre 15 – 20, 2012 Lima – PERU

Pipeline Corrosion Integrity Management (PCIM) Mayo 13 – 18, 2012 Houston, TX – USA

CP2—Proteccion Catódica (Technician)

Agosto 6 – 11, 2012 Maracaibo – VENEZUELA

Mayo 13 – 18, 2012 Tulsa, OK – USA

Octubre 22 – 27, 2012 Lima - PERU

Corrosión Interna para tuberías (Básico) Abril 16 – 20, 2012 Houston, TX – USA Junio 11 – 15, 2012 Maracaibo – VENEZUELA Junio 18 – 22, 2012 Cuernavaca – MEXICO Septiembre 10 – 14, 2012 Lima – PERU Octubre 8 – 12, 2012 Bogotá – COLOMBIA

Corrosión Interna para Tuberías (Avanzado) Abril 23 -27, 2012 Houston, TX – USA Septiembre 17 – 21, 2012 Lima – PERU Diciembre 10 – 14, 2012 Maracaibo – VENEZUELA

Pipeline Corrosion Integrity Management Mayo 7 – 11, 2012 Houston, TX – USA Junio11 – 15, 2012 Houston, TX – USA Septiembre 3 – 7, 2012 Bogotá - COLOMBIA

35

Diagnóstico y control de la corrosión interior en los campos de producción de la Superintendencia de Operaciones Castilla y Chichimene de Ecopetrol S.A Ing. Marcelino Triana Navarro ECOPETROL S.A. Superintendencia de Operaciones Castilla y Chichimene (SCC) Profesional Departamento de Mantenimiento Castilla La Nueva-Vía Cacayal Marcelinotriana@ecopetrol.com.co, 098-6616323

La producción de petróleo cuenta con una infraestructura metálica que en su gran mayoría se encuentra expuesta al contacto con medios corrosivos. Las tuberías provenientes de pozos de petróleo y gas, son muy susceptibles a los daños causados por los fluidos de producción, los cuales generalmente están asociados con salmueras, bacterias, arena y gases corrosivos como el CO2 y H2S. El obtener un entendimiento de los mecanismos de esas formas de corrosión interior y de cómo esos mecanismos resultan en formas de corrosión específicas es un importante primer paso en el control de la corrosión. Lo que podemos entender, más fácilmente lo podemos controlar.

La Superintendencia de Castilla y Chichimene (SCC) en conjunto con el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) desarrolló los estudios para identificar y cuantificar las fuentes corrosivas que existen en los campos y establecer las mejores alternativas de control, realizando los siguientes análisis: •Identificación teórica de potenciales problemas de corrosión •Modelamiento condiciones hidrodinámicas y Evaluación variables fisicoquímicas .

•Medición en campo de velocidad corrosión .

•Evaluación de alternativas de control de los problemas de corrosión identificados.

Los beneficios obtenidos por la implementación del estudio fueron:

36

•Ampliar el conocimiento de los problemas en la operación y la identificación de métodos para el control de los mismos.

•Asegurar velocidades de corrosión interior y las posibilidades de ajustes.

•Incremento vida útil de los equipos y preservación de los activos nuevos.

•Aseguramiento a futuro en la disminución de los costos de remediación de derrames de hidrocarburos y la producción diferida.

•Reducción de la frecuencia de trabajos de mantenimiento de subsuelo, lo cual permite una optimización del uso de los equipos de workover y recursos.

OBJETIVO

Ing. Jhon Alexander Pinto Góngora ECOPETROL S.A. Superintendencia de Operaciones Castilla y Chichimene (SCC) Jefe Departamento de Producción Castilla La Nueva-Vía Cacayal Jhon.Pinto@ecopetrol.com.co, 098-6616386

INTRODUCCIÓN

José Alexander Estévez Lizarazo ECOPETROL S.A. Superintendencia de Operaciones Castilla y Chichimene (SCC) Profesional Departamento de Ingeniería de Subsuelo y Confiabilidad, Castilla La Nueva-Vía Cacayal jose.estevez@ecopetrol.com.co, 098-6616287

Ing. Juan Carlos Cely Rodriguez ECOPETROL S.A. Superintendencia de Operaciones Castilla y Chichimene (SCC) Profesional Departamento de Producción Castilla La Nueva-Vía Cacayal juan.cely@ecopetrol.com.co, 098-6616381

Ing. Miguel Mateus Barragan ECOPETROL - ICP Unidad de Tecnología de Materiales Piedecuesta Santander miguel.mateus@ecopetrol.com.co, 97-6617318

Asegurar la conservación de la infraestructura de producción desde fondo de pozo hasta superficie, debido a los efectos internos relacionados con los fluidos transportados de los campos de producción Castilla y Chichimene de ECOPETROL S.A.

En el año 2002 se realizó la primera etapa del proyecto “Evaluación de la Corrosividad en los fluidos de producción Gerencia Llanos”, el cual consistió en la evaluación del comportamiento corrosivo de la fase acuosa de los fluidos asociados con la producción; para realizar esta actividad y determinar tendencias corrosivas se usaron técnicas electroquímicas de corrosión y análisis físico químicos de los fluidos. Las conclusiones y recomendaciones generadas por el estudio y consignadas en el informe del ICP reportaron lo siguiente:

•Los fluidos de producción analizados en la Gerencia Llanos se clasifican como mediana y altamente corrosivos, de acuerdo con los criterios utilizados en la industria del petróleo.

•Es necesario conocer cuales pozos de producción de la Gerencia están aportando los fluidos más corrosivos, para lo cual se recomienda continuar con una segunda fase del estudio analizando la información de cromatografías de gases y análisis fisicoquímicos junto con un programa de monitoreo con cupones de corrosión y técnicas electroquímicas.

Con base a las recomendaciones anteriormente mencionadas, se realizaron las siguientes actividades en el 2005 al 2011: •Evaluación riesgo (según amenaza corrosión).

•Adecuación de facilidades de monitoreo de corrosión interior a todos las líneas de recolección.

•Evaluación en laboratorio y campo de tratamientos químicos para la inhibición de la corrosión.

•Análisis del comportamiento de las variables fisicoquímicas involucradas con la agresividad de los fluidos.

•Diagnostico de la corrosión interna mediante evaluación in situ de la corrosividad de las fases agua-gas a partir de muestras tomadas en cabeza de pozo y aplicando técnicas electroquímicas de corrosión general y de corrosión por picado.

•Evaluación del programa (auditorías e indicadores)

METODOLOGÍA La metodología para el monitoreo y control de la corrosión interior (MCI) se resume en figura 1.

Levantamiento Información

Simulación y Diagnostico

Evaluación inicial del Riesgo

racional, composicional de los fluidos y la hidrodinámica que se dispone de los campos de la SCC. Esto con el propósito de seleccionar los factores que puedan causar un mayor impacto en la velocidad de corrosión y que puedan ser modelados en corto tiempo. En la figura 2 se resume las etapas para la simulación.

Para el diagnostico de corrosión interna se utilizo técnicas electroquímicas y gravimétricas. En evaluación electroquímica se llevaron a cabo técnicas de Resistencia a la Polarización y Curvas de Tafel para la determinación de velocidades de corrosión general, y ciclos potenciodinámicos para la determinación de velocidades de corrosión por picado.

Plan acción y mitigación

Ejecución del plan acción

Evaluacióndelprograma(auditoríase indicadores)

Para el diagnostico con técnicas gravimétricas se utilizaron cupones y los cuales para su interpretación se utilizo los lineamientos definidos por la norma NACE RP0775.

Actualizacióndatos,reevaluacióndelriesgoy ajusteplanacción Figura 1. Estructura gestión del programa MCI

LEVANTAMIENTO INFORMACIÓN Consistió en la caracterización fisicoquímica del agua, crudo y gas, donde los ensayos fueron:

Los pozos evaluados mediante pruebas electroquímicas de corrosión fueron seleccionados bajo los parámetros establecidos por la Norma NACE MR-0176 en cuanto a la clasificación de la corrosión de metales según las características del fluido.

CONDICIONES OPERACIONALES

ESPECIFICACIONES DE DISEÑO

PROPIEDADES FÍSICAS

•Análisis fisicoquimicos en campo: CO2, H2S, O2, Hierro disuelto •Análisis fisicoquimicos en laboratorio: Conductividad, pH, Cloruros ,Sulfatos, Carbonatos, Bicarbonatos, Sólidos disueltos, Sólidos totales, Acido Acético , Alcalinidad total, Dureza Total, Índice de Langelier, Hierro Total, Potasio, Magnesio, Bario, Estroncio, Manganeso, Sodio, Calcio, Recuento de bacterias BSR y TSR. •Cromatografía de gases: CO2, H2S, O2, N2, H2O, Metano (C1), Etano, Propano, Butano, Pentano, Hexano (C6), (%molar).

DETERMINACIÓN DE PATRÓN DE FLUJO Y CAÍDA DE PRESIÓN

CROMATOGRAFÍA DEL GAS CARACTE RIZACIÓN FISICOQUÍMICA DEL ACEITE

•Análisis de crudos: Tan Numero Acido aceites, Nitrógeno, Gravedad API, Curva Reológica.

SIMULACIÓN Y DIAGNÓSTICO La predicción de la cinética de la corrosión por el CO2 y el H2S se realizo mediante modelos matemáticos, en el cual se evaluó la velocidad de corrosión teniendo en cuenta la información ope-

CARACTERIZACIÓN FISICOQUÍMICA DEL AGUA

SÓLIDOS

DETERMINACIÓN DE VELOCIDADES DE CORROSIÓN

RESULTADOS VELOCIDADES CORROSIÓN

FACTORES PENALIZACIÓN VELOCIDADES CORROSIÓN

ÍNDICE SATURACIÓN SALES SALES

Figura 2. Flujograma para la simulación de velocidades corrosión

37

El riesgo es calculado como una función de la probabilidad de que peligros o amenazas existentes o latentes lleven a una fuga o pérdida de fluido y del nivel de la consecuencia en el evento de un posible derrame (Salud y seguridad, Ambiental, Económica, Cliente e Imagen). Matemáticamente el riesgo es definido de la siguiente manera:

Riesgo = Probabilidad x Consecuencia La resultante numérica del riesgo se lleva a términos cualitativos como intolerable y extremo o su equivalente como muy alto (VH), alto (H), medio (M), bajo (L) y muy bajo (N) de acuerdo con la matriz de evaluación del riesgo de ECOPETROL S.A. Para el cálculo del nivel de riesgo se utilizan diferentes alternativas como lo son plantillas de Excel o software los cuales son diligenciados durante el desarrollo de los talleres de Inspección Basada en Riesgos (IBR).

Plan de acción y mitigación del riesgo Esta etapa se origina como producto de la evaluación del riesgo y consistió en definir la frecuencia y oportunidad de aplicar las técnicas y/o metodologías de monitoreo y mitigación, que deben ser utilizadas en el mantenimiento de los equipos analizados, como estrategia para minimizar el riesgo a un nivel tan bajo como sea razonablemente posible.

Ejecución de los planes de acción y mitigación Al establecer los programas para la ejecución de los planes de acción y mitigación, las respuestas se dividieron en tres grupos: (a) Inmediata— con anomalías que reflejan que el equipo podría estar a punto de fallar o con histórico de fallas.

(b) Programada— Equipos con anomalías que reflejan defectos significativos pero que no se encuentra a punto de fallar. (c) Monitoreada — Equipos que reflejan que las anomalías no fallarán antes de la siguiente monitoreo.

Evaluación del programa La evaluación del programa MCI, se efectúa por medio de indicadores de resultados y medio, tales como: •Cumplimiento del plan de inyección de inhibidor de corrosión (bacheo y sostenimiento) •Eficiencia del tratamiento (velocidad corrosión < 3mpy) •KPI empresa proveedora del tratamiento químico •Incidentes con riesgo nivel M, H, VH

RESULTADOS

Evaluación inicial del riesgo

Levantamiento Información

El factor influyente en la corrosividad de los pozos de la SCC está asociado a contenidos relativamente altos de CO2 y de agua (BSW mayores a 80%). Esto lleva a que en el proceso de oxidación del metal se forme una película de sus mismos óxidos, que por la presencia de CO2, están asociados principalmente a carbonatos de hierro (FeCO3), los cuales son protectores. Pero la presencia de cloruros en ciertos pozos hace que en algunos sitios se rompa la película y se generen proceso muy localizados de corrosión (picadura).

La mayor población de pozos con corrosión alta o severa se encuentra en la zona BSW>75% y 1%<CO2 <5%. Los pozos con CO2 > 5% presentan alta probabilidad de corrosión alta o severa para un BSW > 50%.

En la tabla 1, se muestra un ejemplo de los resultados obtenidos de la caracterización fisicoquímica en campo.

Del análisis de los datos correspondientes a BSW vs H2S muestra, como comportamiento general de los campos de la SCC, que en la medida que se incrementa el BSW, el rango de distribución del H2S se amplía.

AREA

MÚLTIPLE EST CAST 2

PUNTO DE MONITOREO

CO2 Gas (%V)

O2 Gas (%V)

H2S Gas (ppm)

CAST-11

5

0

2

CAST-13

10

0

20

CAST-16

5

0

15

CAST-21

1

0

8

CAST-26

5

0

12

CAST-27

3

0

2

CAST-28

2

0

10

CAST-29

2

0

6

Tabla 1. Parámetros gas Múltiple Estación Castilla 2

38

El máximo valor promedio de las variables Cl-, CO2, H2S y Fe++ se presenta en el campo Castilla seguido en su orden por el campo Chichimene. El rango predominante de BSW es de 75-100%.

El campo Chichimene presenta el mayor nivel de sólidos disueltos totales (TDS) lo que se traduce, luego de analizar la fisicoquímica, en una mayor tendencia, en promedio, de los pozos de este campo a la formación de incrustaciones.

El recuento de bacterias BSR se realizó mediante el procedimiento establecido en la norma ASTM- 4412 y el resultado obtenido demuestra la no existencia de riesgo por actividad corrosiva de BSR, los niveles obtenidos están por debajo del límite establecido por la norma.

Simulación y Diagnostico La distribución de velocidades de corrosión se calculó a partir del modelo de corrosión del ICP. En la figura 3 contienen en forma resumida las velocidades de corrosión alta y severa para los campos de la Superintendencia.

De los pozos evaluados mediante pruebas electroquímicas se establece que el mecanismo de daño más preponderante es de corrosión general y en algunos pozos corrosión localizada. En la figura 4, se observa un ejemplo de las gráficas de ciclo de polarización obtenidas para los campos de la SCC.

Figura 4. Ciclo de polarización para el acero al carbono en fase acuosa del pozo Chichimene 20.

los niveles máximos de corrosividad (alto y severo), siendo de gran atención y de especial cuidado los pozos pertenecientes al campo Castilla, los cuales se encuentran en alto riesgo de presentar fallas y generar rotura de líneas por corrosión, debida a las características de los fluidos. Debe tenerse en cuenta que los dos fenómenos de corrosión están siendo fuertemente afectados por los altos cortes de agua y las altas concentraciones de CO2 y H2S en el gas.

Del análisis de las relaciones de fase (crudo-agua-gas) y los contenidos de CO2 y H2S en el gas, se observa que los valores de GOR (Gas-Oil Relation) y WGR (Water-Gas Relation) se encuentran por debajo de 5000 scf/bbl y por encima de 2 bbl/mmscf respectivamente. Según esto, los sistemas Gas-Oil están dominados por la fase crudo lo cual reduce los riesgos por corrosión; sin embargo, al ser tan altos los valores de BSW, los riesgos continúan siendo latentes pues se impide que mayor cantidad de crudo moje la superficie de las tuberías y equipos, existiendo aún más posibilidad de que el gas presente se disuelva con facilidad en el agua.

Figura 3. Línea base de velocidad de corrosión mediante modelo matemático

De los cupones instalados en las líneas de flujo del campo Castilla se presentó de manera general un mecanismo de daño por corrosión uniforme (Ver Figura 6).

Analizando los datos de corrosión obtenidos, puede decirse que los fluidos de producción de los pozos evaluados se encuentran en

Figura 5. Línea base de velocidad de corrosión mediante cupones gravimétricos

39

En la figura 6, se registra un ejemplo de los cupones instalados en las líneas de flujo.

(a)

(b)

Figura 6. Cupones instalados (a) Antes de realizar limpieza (b) Después de realizar limpieza.

En los mapas de corrosividad se ubicaron los pozos de cada campo de acuerdo a sus coordenadas GPS y para cada pozo se asigno un color que representa el nivel de corrosividad, verde para los pozos de baja agresividad y rojo para los de agresividad severa, las convenciones utilizadas están basadas en los intervalos determinados por la norma NACE RP0775.

En la figura 7, se muestra un ejemplo de los mapas de corrosividad obtenidos para los campos de la SCC, en el cual se relaciona los valores de velocidad de corrosión y ubicación del pozo.

Plan de acción y mitigación del riesgo

Figura 7. Mapa de corrosividad del campo Castilla

Los mapas de velocidad de corrosión fueron diseñados para permitir a los ingenieros de integridad del campo tener información del nivel de agresividad que tienen los fluidos del yacimiento y servir como una herramienta para la toma de decisiones.

Evaluación inicial del riesgo De la evaluación inicial del riesgo para el sistema de recolección de hidrocarburo se estableció que uno de los principales mecanismo de falla estaría asociado a la corrosión interior y que el nivel del riesgo seria medio, alto y extremo (ver figura 8).

La meta final de la evaluación de riesgos consistió en identificar y priorizar riesgos de los sistemas para definir y realizar aquellas actividades necesarias para detectar el deterioro en servicio de los equipos antes de que se produjeran las fallas 40

La definición de estos planes se basó en el nivel de criticidad que cada línea de pozo que se obtuvo como resultado del taller de IBR, priorizando en aquellos donde la criticidad fue definida como alta y extrema. En la tabla 2 se resume el plan de acción y mitigación del riesgo y su distribución en el tiempo.

Ejecución de los planes de acción y mitigación La implementación del programa de protección de líneas mediante inhibidores de corrosión se basa en dos fases fundamentales de selección: pruebas de laboratorio y validación en campo. En la figura 9 se observa los resultados de laboratorio del efecto que tiene la temperatura en la eficiencia de los inhibidores; a medida que ésta aumenta su efectividad se hace menor alcanzando su valor

VIGENCIA 2005

crítico a la temperatura de 120° C, lo cual es causado por una variación en el comportamiento electroquímico del inhibidor alterando sus propiedades en la interfase metal.

Como resultados de las pruebas de campo para la validación del inbidor seleccionado en laboratorio, se observa variaciones de la eficiencia debida a la temperatura de operación de los pozos (ver figura 10).

2006-2007

ACTIVIDAD Evaluación riesgo (según amenaza corrosión) Reposición líneas (riesgo VH y H) Flushing y desmantelamiento líneas BIC Inhibidor Corrosión Inspección por END (riesgo M) Monitoreo y control corrosión interior

2008

Construcción y puesta en marcha SPC Reevaluación Riesgo Sistema Información Geográfica Optimización control corrosión interior

2009-2012

Reposición de líneas Evaluación SPC (CIPS) y recubrimiento (DCVG) Rehabilitación recubrimiento y refuerzo mecánico Monitoreo y control corrosión interior

Tabla 2. Plan de acción y mitigación del riesgo

Figura 10. Eficiencias de los inhibidores de corrosión por corrosión localizada evaluados en campo Figura 9. Efecto de la temperatura en la eficiencia de los inhibidores evaluados en autoclave a 500 psi.

Para la implementación del programa de inhibición de corrosión se utilizo como forma de inyección el bacheo, esta aplicación se hace por el anular, proporcionando un tratamiento continúo al sistema de bombeo y a la tubería de producción (ver figura 11).

Los pozos con bajo nivel de fluido requieren el uso de inhibidores que formen películas muy persistentes y rápidas, con solo una cantidad pequeña de agua de lavado (máximo 2 barriles). Re-tratamientos deben hacerse en intervalos suficientemente frecuentes para evitar los períodos en que la película no se reponga (cada 15 días).

Figura 11. Esquema de inyección inhibidor por anular

41

De los pozos a los cuales se le están inyectando inhibidor de corrosión, la mayoría están cumpliendo el punto de control, ver figura 12.

Evaluación del programa

CONCLUSIONES

Para el 2011 las eficiencia del tratamiento (velocidad corrosión < 3mpy) ha sido del 90 % y la evaluación de desempeño de la empresa proveedora del tratamiento químico tuvo como resultado el 93,9%; ver figuras 13 y 14.

Figura 12. Resultados control corrosión en la SCC.

El monitoreo de las variables que influyen en la agresividad de los fluidos y su respectivo análisis, permiten establecer priorizaciones de los pozos y las líneas en función de las amenazas corrosivas a que están sometidos.

El mecanismo de corrosión interna se rige por la sinergia CO2 más los altos niveles de BSW; las concentraciones de H2S encontradas en el gas parecen no ser un factor determinante en las velocidades de corrosión. Además no se ha encontrado evidencia de actividad de corrosión microbiológica.

La implementación de la estrategia de Integridad (corrosión interior) ha proporcionado un medio para mejorar la seguridad de los equipos priorizando los riesgo y focalizando la asignación de recursos efectivamente.

AGRADECIMIENTOS A los Ingenieros Javier Enrique Gonzalez, William Barbosa Valbuena, Luís Eduardo Zabala, a los Departamentos de Producción y Mantenimiento de la SCC de Ecopetrol S.A y a la empresa NALCO, que estuvieron involucradas en la realización del Proyecto.

Figura 13. Eficiencia inhibidor corrosión en la SCC MES

HSE

Es tandar Es tacione s

Calidad Crudo Calidad Agua Es tacione s Es tacione s

Es tandar Pozos

Soporte Té cnico

Se rvicio Té cnico

TOTAL MES

Enero

100

100

100

100

98

100

100

100

99,7

Febrero

100

100

100

100

100

100

70

80

93,8

Marzo

100

100

100

100

100

70

88

80

92,3

Abril

100

100

100

100

100

70

70

70

88,8

Mayo

100

100

100

100

100

100

84

80

95,5

Junio

100

100

100

100

95

100

70

80

93,2

Julio

100

100

100

100

96

100

70

70

89,9

Agosto

100

100

100

100

96

100

90

90

96,3

Septiembre

100

100

100

100

96

100

90

90

96,3

Octubre

100

100

100

100

96

100

90

90

96,3

Noviembre

100

100

100

100

95

100

90

90

96,1

Dicie m bre

100

100

100

100

95

100

95

90

97,1

TOTAL AÑO

93,99

Figura 14. Evaluación desempeño empresa contratista

BIBLIOGRAFIA 42

Es tandar Ductos

<=70

MALO

70<PUNTAJE<=80

REGULAR

80<PUNTAJE<=95

BUENO

PUNTAJE>95

EXCELENTE

NACE RP0775, “Preparation, Installation, Analysis, and Interpretation of Corrosion Coupons in Oilfield Operation”, Houston, 1999. / NACE MR0176, “Metallic Materials for Sucker-Rod Pumas for Corrosive Oilfield Environments”, Houston, 1994. / ASTM 4412-84(Reaproved 2002), “Standard Test Method for Sulfate-Reducing Bacteria in Water and Water-Formed Deposits”, February, 1985. / NACE MR0176, “Metallic Materials for Sucker Rods Pumps for Corrosive Oilfield Environments”. / Intercorr International Inc. PREDICT 3.1. “Program for Evaluation and Determination of Corrosion of Steels” Houston, Texas. 2002. / De Waard and Milliams. Prediction of CO2 corrosion of carbon steel, Corrosion 93, Paper 69, New Orleans, 1993. / Corrosion 96. “Prediction of Corrosivity of CO2/H2S Production Environments” Paper N° 11. Houston, Texas. 1996.

LLEVANDO LA TECNOLOGIA AL FRENTE

Hace 30 años, un revolucionario sistema dirigido a la industria del petróleo/gas fue desarrollado por PIKOTEK para resolver los problemas generados por la creciente corrosión. Este Nuevo y patentado sistema fue llamado VCS (Very Critical Service - Servicios Muy Críticos) y dio solución a cuatro problemas principales: Mitigar la corrosión y/o erosión en las caras internas de las bridas inducidas por el flujo/fluido, prevenir corrosión galvánica entre bridas de metales disímiles, proveer aislamiento duradero y confiable para los sistemas de protección catódica y garantizar total sellado incluso a muy altas presiones, en cualquier tipo de brida (RTJ, RF, FF y combinaciones de ellas) y bajo los efectos de esfuerzos severos tales como momentos de flexión (bending moment) y torsión en las bridas.

En el interín, las demandas de los usuarios han evolucionado lo cual ha llevado a PIKOTEK a dar un paso al frente y desarrollar EL ÚNICO KIT AISLANTE Y FIRE SAFE DEL MUNDO el cual mantiene las propiedades y ventajas arriba listadas para el conocido kit VCS y además pasa las rigurosas exigencias de la prueba de fuego API 6FB (3ra edición). El nombre de este nuevo kit, producto de años de investigación, es VCFS (Very Critical Fire Service).

Durante operación normal el kit VCFS funcionará con la misma eficiencia probada por años del kit VCS, sin embargo, en caso de un inesperado (pero siempre posible) incendio un revolucionario sello secundario proveerá la protección necesaria para permitir que los sistemas anti-incendio controlen la emergencia antes de que el fuego se extienda por toda la planta reduciendo significativamente de esa forma el daño, impacto económico, impacto ecológico y, más importante, la potencial pérdida de vidas humanas.

La principal diferencia entre VCS y VCFS es el sistema metálico de sellado secundario revestido con un polímero aislante desarrollado por Pikotek el cual provee hermeticidad durante el fuego. Otra diferencia son las nuevas arandelas aislantes, llamadas HCS, que sustituyen al usual par de Resina/Acero y que garantizan que el torque de apriete de las bridas se mantendrá durante el fuego.

Los resultados en aislamiento han sido impresionantes, con valores de resistividad (al aplicar 1000V a la tubería) de hasta 45 gigaohms. Igualmente, los resultados en cuanto a fugas durante un incendio pasan con creces las exigencias del Fire Test API6FB 3ra edición.

La combinación de diseño y tecnología en el kit PIKOTEK VCFS le ofrece a los usuarios la seguridad que ellos requieren en campo a la vez que, desde el punto de vista económico, aseguran la mejor relación costo-beneficio.

PIKOTEK continua trabajando junto con la industria para proveer soluciones ingenieriles para incrementar seguridad y cuidado ecológico. Para información más detallada, por favor contáctenos y estaremos muy complacidos de ayudarlos en este sentido y en la obtención de ahorros generales en sus costos.

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