Volume 1, Issue 2

LA REHABILITACIÓN DE REVESTIMIENTOS EXTIENDE LA VIDA DE SERVICIO DE LAS TUBERÍAS DE PETRÓLEO METODOLOGÍA DE ASEGURAMIENTO DEL RIESGO POR CORROSIÓN EXTERNA EN DUCTOS

JUNIO/JUNHO 2010

LEITOS DE ÂNODOS COM ALTÍSSIMA RESISTÊNCIA DE CONTATO AO SOLO RESUMEN/RECAPITULAÇÃO NACE CORROSION 2010 ILTA 2010

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EDICIÓN VII LATINCORR 2010

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METODOLOGÍA DE ASEGURAMIENTO DEL RIESGO POR CORROSIÓN EXTERNA EN DUCTOS

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LA REHABILITACIÓN DE REVESTIMIENTOS EXTIENDE LA VIDA DE SERVICIO DE LAS TUBERÍAS DE PETRÓLEO

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Comité Editorial Técnico Carlos A. Palacios T. Editor en Jefe Lorenzo Martínez Gómez Editor Técnico Leonardo Uller Editor Portugese

NOTICIAS NACE

Carlos A. Palacios-Vera Ventas /Mercadeo

MODELO INTEGRAL PARA OPTIMIZACIÓN DE LA CONFIABILIDAD

Robert Canul Editor Gráfico Comité Técnico Héctor Mantilla, Quito, Ecuador Juan Jose Manzano, Tecnip, Houston, USA Lorenzo Martinez, Corrosión y Protección, Cuernavaca, México Jose Luis Mora, PEMEX, D.F., México Tony Rizk, Boardwalk Pipeline, Houston, USA Matilde de Romero, Universidad del Zulia, Maracaibo, Venezuela Fabián Sanchez, Quito, Ecuador Miguel Sanchez, Universidad del Zulia, Maracaibo, Venezuela Elquier Sarmiento, Bogota, Colombia Simon Suarez, CITGO, Houston, USA Leonardo Uller, Surplus, Rio de Janeiro, Brasil Alberto Valdes, GE, Houston, USA Jorge Vasquez, Techcorr, Houston, USA Enrique Vera, Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia, Tunja, Colombia Alfredo Viloria, PDVSA-INTEVEP, Los Teques, Venezuela Tom Weber, Trenton, Houston, USA

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SECÇÃO PORTUGUÊS LEITOS DE ÂNODOS COM ALTÍSSIMA RESISTÊNCIA DE CONTATO AO SOLO

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LATINCORR, LLC P.O Box 540047 Houston, TX 77254 713-428-1759 www.latincorr.com

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Carlos Palacios T., M.Sc., Ph.D. NUEVOS DESARROLLOS EN LATINO AMERICA INTAVTM Inhibidor de incrustación a base de Aloe Vera Editorial Es destacable observar como la perseverancia y buen trabajo de los profesionales de nuestros países latinoamericanos pueden resaltar en el mundo técnico-científico al igual que cualquier profesional de los países del “primer mundo.”

Es con gran agrado que en esta oportunidad pueda presentarles el excelente trabajo que se realizo en PDVSA-INTEVEP en Venezuela en desarrollo de un inhibidor de incrustación “VERDE” a base de la planta de sábila (Aloe vera).

Este es un esfuerzo que se destaca de una idea por parte de Alfredo Viloria, el padre de la criatura, quien a parte de excelente profesional y un excelente amigo de este humilde servidor y que hemos compartido gran parte de nuestras trayectorias profesionales desde los años noventas (1991), desde mis inicios como profesional en la maravillosa CORPOVEN desde donde realizamos muchos proyectos de investigación aplicada y además establecimos un equipo de trabajo formado por personal de ambas empresas CORPOVEN e INTEVEP de gran impacto a la producción de petróleo y de mantenimiento de las instalaciones. Esta relación dio inicio también en 1995 al desarrollo de una metodología conjunta entre las dos empresas para la predicción de corrosión interna y que hoy desarrolla NACE para evaluar la integridad mecánica de tuberías desde el punto de vista de corrosión interna; metodología que hablaremos en nuestra próxima edición. Una idea que nació de un proyecto de tesis de grado de bachillerato y que culminó gracias a la perseverancia y guía profesional Alfredo y su equipo de estudiantes universitarios; que se patenta en Marzo 25 del 2010, bajo el número US 2010/0075870 A1.

El inhibidor de incrustación lleva como nombre INTAVTM, y es una gelatina de aloe vera que se disuelve en agua en concentraciones de 5 a 50% en peso. Este excelente producto fue probado en varios pozos de Venezuela con característica incrustantes y comparados con otros inhibidores de incrustación de casas productoras de químico de renombre internacional.

Felicitaciones a Alfredo y sus estudiantes en tan excelente resultado y esfuerzo!

Alfredo Viloria, Dr en Fisicoquímica de Materiales Instituto Nacional Politécnico Toulouse Francia. Treinta años de experiencia en la Industria Petrolera en el Área de Yacimientos, Corrosión y Gas natural y sus productos.

Miembro fundador de la Asociación Venezolana de Corrosión - ASVENCOR y ex Presidente del Capitulo Región Capital de la Asociación Venezolana de Corrosión y ex Director de la Asociación Venezolana de Productores de Gas (AVPG) Actualmente Profesor de Postgrado en la Facultad de Ingeniería Universidad Central de Venezuela en las cátedras de Valorización y Conversión de Gas, Aseguramiento de Flujo y Gas metano como vector de integración energética.

NACE INTERNATIONAL no es responsable, ni aprueba la información contenida en esta revista.

De izquierda a derecha Delmar Doyle (Interim Executive Director), Fabián Sánchez (Presidente de NACE Ecuador), Lorenzo Martínez (Ex Director de la Región Latinoamericana de NACE), Milis Rodrigues (JOTUN Coatings), Mark J. Byerly, Sr ( Ex Presidente de NACE), Leonardo Uller (Director de la Región Latinoamericana de NACE), Chris Fowler (Presidente de NACE International), Matilde de Romero (Presidente de NACE Venezuela), Elquier Sarmiento (Presidente de NACE Colombia), Juan Gil (Vicepresidente de NACE Venezuela) y Jose Luis Mora (Presidente de NACE Mexico) Alvaro Camacho de Lloyd's Register, Conchita Mendez de DNV y Jose Vera de BP

CORROSION2010

Clay Brelsford y Cindy Brelsford de BASS Engineering

La Conferencia NACE CORROSION 2010 se llevo a cabo en la ciudad de San Antonio, Texas (USA) del 14 al 18 de Marzo de 2010. La conferencia ayudó a relacionar todo tipo expertos y profesionales en el área de corrosión. Este año contó con más de 5,800 participantes provenientes de 40 países aproximadamente, la cual ha sido la conferencia más grande de NACE International que se ha realizado en décadas. Esto es un clara demostración del impacto económico que ha generado la corrosión alrededor del mundo e infundiendo mucho mas participantes en esta área.

A continuación podrán ver algunas de las fotos mas resaltantes de la conferencia NACE CORROSION 2010.

Lorenzo Martinez, Mark J. Byerly, Sr., Leonardo Uller, Chris Fowler

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Equipo de Carboline

La compañia Tinker & Rasor participó en la conferencia del 2010

Miguel Ramírez (Tesorero de NACE Colombia), Elquier Sarmiento (Presidente de NACE Colombia) y José Ignacio Huertas (Trustee - NACE Colombia)

Marie Newton, Cindy Tracy, Renata Briscoe, Angela Jarrell y Joanne Penczak de NACE International Hector Videla de la Univ. Tecnologica Nacional, Fabian Sanchez de OCP y Juan Carlos Pachon de Tecnologia Total.

Representantes de TRENTON Wade Troutman, TJ Anderson y Francisco Vargas de PIKOTEK con Carmen Candedo de BP Colombia.

Directores de la Fundación NACE entregando becas a los estudiantes

Equipo de CORROSIÓN Y PROTECCIÓN

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Desempeño Comprobado • Experiencia Mundial

Canusa-CPS suministra una amplia variedad de productos y sistemas utilizados para la protección anti-corrosiva de uniones de soldadura de tuberías en aplicaciones en tierra y costa afuera.

www.canusacps.com Canusa-CPS está registrada con ISO 9001: 2008

METODOLOGÍA DE ASEGURAMIENTO DEL RIESGO POR CORROSIÓN EXTERNA EN DUCTOS ASSURANCE OF RISK FOR EXTERNAL CORROSION IN PIPELINES María Clara Dueñas Vaca, Hildebrando Sepúlveda Hurtado, Omar Daza, Yaneth Pineda y Enrique Vera López, Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia UPTC Abelardo Barón.

ATP Ingeniería – Colombia.

RESUMEN Generalmente las empresas, poseen información sobre datos de inspección y monitoreo, que no son correlacionados debido a falta de articulación de los mismos. Con la implementación de una metodología de aseguramiento de riesgo, se presenta una estrategia de análisis que correlaciona datos de inspección y monitoreo; para pronosticar, inspeccionar y evaluar la ocurrencia de posibles fallas, y así, minimizar el daño ambiental y pérdidas económicas por producción. Estos pronósticos serán realizados por medio del análisis de la información utilizando sistemas de información geográfica, generando prototipos de aseguramiento del riesgo para conocer la probabilidad de ocurrencia de daños futuros. El presente trabajo tuvo como objetivo articular herramientas computacionales modernas sobre posicionamiento geográfico con información de corrosión de ductos enterrados y cartografía de la zona por donde el ducto transcurre. Esta metodología permite analizar la información de manera integral y proponer estrategias de mantenimiento y/o reparación seguras.

PALABRAS CLAVES: Falla, Integridad, Sistemas de Información Geográfica., GPS. Persona contacto: Enrique Vera L. e-mail: enrique.vera@uptc.edu.co

ABSTRACT Generally companies, have information on the inspection and monitoring data, which are not correlated due to lack of expertise in keeping their heads. With the implementation of a methodology assurance risk, a strategy of analysis that correlates data inspection and monitoring; to predict, inspect and evaluate the occurrence of possible failures, and thus minimize the environmental damage and economic losses production. These forecasts will be achieved through information analysis using geographic information systems, creating prototypes of insurance risk to know the likelihood of future harm. This study aimed to articulate computing modern geographical positioning information corrosion of buried pipelines and mapping of the area through which the pipeline passes. This methodology allows you to analyze information in a comprehensive manner and suggest strategies for maintenance and / or repair secure.

KEYWORDS: Fault, Integrity, Geographic Information System, GPS. 1. INTRODUCCIÓN Las metodologías de predicción de fallas en infraestructura se han desarrollado vertiginosamente. La gran cantidad de desarrollos estratégicos se han plasmado en normas de buena práctica, cuya aplicación tiende a preservar la infraestructura, lo cual ha llevado a la compilación, para el caso de ductos enterrados, de códigos que consisten en metodologías, cuya aplicación permite determinar los factores de riesgo en amplios aspectos, tales como los relacionados con la corrosión, impacto al entorno, ser humano, etc.

A raíz de los constantes incidentes detectados en las redes de distribución y transporte de hidrocarburos, ocasionados entre otros por tomas clandestinas, materiales corroídos, asentamientos irregulares en derechos de vía, válvulas y accesorios en mal estado, se vio la necesidad de iniciar acciones para la implementación de una metodología de aseguramiento del riesgo por fallas a causa de la corrosión externa, que debe efectuarse a fin de evitar o disminuir la ocurrencia de daños, así mismo reducir consecuencias por un eventual impacto en la población, el medio ambiente, el proceso de transporte o del negocio, en

los ductos de transporte de hidrocarburos. Además, todo esto generado por la falta de programas de inspección, monitoreo y control de corrosión basados en el riesgo.

Por esta razón, se hace necesario que desde los grupos de investigación de las universidades, se desarrollen metodologías de análisis de la información basada en los conceptos de normas, códigos y desarrollos propios, que permitan implementar programas de aseguramiento de riesgo en las empresas del sector.

Todos los ductos metálicos enterrados presentan problemas de corrosión, aún habiéndose inspeccionado con mucho detalle durante su construcción. Los métodos de lucha contra la corrosión se basan principalmente en la utilización de recubrimientos y en la implementación de técnicas de soporte, como por ejemplo la Protección Catódica (PC). Una de las afirmaciones más contundentes que se desprenden de la inspección de ductos metálicos enterrados es que normalmente las empresas, poseen mucha información sobre datos de inspección y monitoreo, que no son correlacionados debido a falta de conocimiento especializado de los jefes de mantenimiento de estas.

Por otra parte, entre un 80 y 90% de las áreas de pérdida de metal, susceptibles de sufrir perforaciones por corrosión, corresponden a defectos en el revestimiento protector corrosión externa. Éstos son normalmente defectos generados durante la construcción del ducto, o defectos que

se deben a actuaciones posteriores de terceros, muchas veces desconocidas, por lo que el problema puede llegar a ser importante.

La seguridad en la operación de estos sistemas es de vital importancia, por lo que el ducto se debe inspeccionar, evaluar su integridad y dar respuesta a esta evaluación, utilizando métodos aceptados por la industria petrolera internacional de tal manera que se garantice la integridad mecánica durante toda la vida útil del sistema, a través de un programa de administración de integridad. Lo anterior obliga a que se cuente con una normatividad acorde con las exigencias de los trabajos de administración de la integridad a desarrollar y que cumpla con los requerimientos necesarios para operar instalaciones seguras.

Un programa de administración de integridad completo provee la información para que se asignen eficientemente los recursos para actividades de prevención, detección y mitigación apropiadas, que resultarán en el mejoramiento de la seguridad y una reducción en el número de incidentes. Este proyecto describe el proceso que se debe seguir para evaluar y mitigar riesgos con el fin de reducir la probabilidad y la consecuencia de los incidentes. Su aplicación debe hacerse por personal experimentado a cargo de la operación y mantenimiento de ductos. Ningún revestimiento garantiza una protección del ciento por ciento. La presencia de impurezas en el material o en el

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proceso de aplicación de la capa protectora, así como golpes o ralladuras en el momento del transporte o de la instalación puede desmejorar el aislamiento. Por ello, para garantizar la prolongación de la vida útil de una tubería revestida se recomienda acompañar el revestimiento con un sistema de protección catódica.

La Técnica PCM (Pipeline Current Mapping) se usa para inspeccionar recubrimientos en líneas enterradas mediante el mapeo de una corriente de 4 Hz,lo cual permite establecer la línea base, para análisis de integridad del ducto.

Adicionalmente se usan vehículos inteligentes en línea para buscar la forma de evitar roturas imprevistas porque podemos conocer los puntos vulnerables del sistema de transporte y, de esa forma, disminuir los costos de reparación, de producto derramado, de pérdidas humanas, de daños ambientales y de lucro cesante ocasionado por paros de bombeo no programados. [1] Por otra parte, “Los Sistemas de Información Geográfica (SIG), son un conjunto de herramientas computacionales que permiten en forma sistemática almacenar, analizar y presentar información de fenómenos y objetos ubicados en el espacio” [2].

La importancia de los SIG como herramienta de análisis espacial esta en las ventajas que ofrece a usuarios de diferentes áreas del conocimiento en la toma de decisiones, basados en modelos de la superficie terrestre. La calidad de los modelos en los que se basen la toma de decisiones depende en gran medida del conocimiento de las temáticas específicas, relacionadas con la problemática a solucionar, como de los SIG y de la calidad de la información [3].

El manejo de información georreferenciada con SIG permite al usuario, siguiendo lo descrito por Aronoff [4]: · Conocer que objetos ocupan el espacio en un momento determinado. · Determinar la posición exacta de los objetos en el espacio. · Observar el comportamiento que puede tener alguna característica en el espacio. · Percibir patrones existentes.

Identificar zonas con características similares o iguales, ya sea visualmente o de algunos de los atributos.

· Desarrollar procesos de simulación con el fin de prever situaciones. · Realizar operaciones de medición (áreas, volúmenes, longitudes). · Establecer relaciones que se presentan entre diferentes objetos.

Un factor determinante en el éxito de los SIG, está en el adecuado conocimiento de los métodos y procedimientos empleados en el desarrollo de este tipo de proyectos, estos procesos deben ser definidos con claridad antes de darse inicio a la implementación del sistema.

Estos subsistemas se describen a continuación por su importancia en la implementación del prototipo.

2. METODOLOGÍA 2.1 CAPTURA Y ANÁLISIS DE DATOS

cartesianas. Además todos los datos que se encontraban en Excel tuvieron que ser modificados de formato de número general al formato de número específico.

Conversión de formatos. De la información recolectada se escogió aquella que seria llevada al sistema (ArcGIS), toda esta información se encontró en formato Hoja de cálculo Microsoft Excel, siendo necesario la conversión a formato dbf (IV) al cual se encuentra en cobertura de ArcGIS. Adicionalmente, la información cartográfica se validó de formato AutoCAD a cobeturas de ArcGIS. Edición de la información. La información recolectada y lista para ArcGIS fue editada, específicamente las tablas de atributos relacionadas, para evitar conflictos en la lectura de la información y posteriormente tabularla.

El manejo de los datos recolectados se hará por medio del software ArcGIS 9.0, adquirido por la UPTC.

2.2 ALIMENTACIÓN DE DATOS A SOFTWARE

Conversión de datos. Para poder utilizar la información de inspección en el software ArcGIS 9.0, fue necesario realizar la conversión de coordenadas polares a coordenadas

Se creó un mapa nuevo (vacío).

Con la ayuda de la herramienta ArcCatalog, se ubicaron los archivos cartográficos existentes, de los cuales se seleccionaron los correspondientes

LATINCORR QUISIERAMOS AGRADECER A NACE INTERNATIONAL Y A TODOS SUS PATROCINANTES POR SU GRAN APOYO.

al tramo Tenay-Gualanday.

Una vez ubicada la cartografía, se continúa con la introducción de los datos, esta vez se inicia con el trayecto de un tramo del oleoducto.

Se continúa con los datos PCM del mismo tramo y, Se prosigue con las anomalías, anomalías relevantes y anomalías severas.

3. RESULTADOS La inclusión de la cartografía en el presente estudio tiene una gran importancia por ser el medio de ubicación y análisis espacial.

y el 70% y mayor al 70%.

Criterio 2: Zonas del estado del recubrimiento. Teniendo en cuenta la dificultad de insinuar un porcentaje de pérdida de recubrimiento, este se evalúa como bueno, regular y malo, basado en el drenaje de corriente, expresado por el modulo K.

Para satisfacer algunas de las necesidades de información en el SIG, se realizaron modelos cartográficos de visualización, que permitan una mejor toma de decisiones.

la técnica PCM se realizó a 70 Km. A continuación se muestra el análisis del riesgo del ducto correspondiente.

La correlación gráfica se genera a partir de la intersección espacial de los datos de inspección, particularmente del modulo K de PCM y de las anomalías severas de HI. Visualizando las anomalías severas sobre los datos PCM, observamos la ubicación exacta de cada defecto y conjuntamente su criticidad. De tal forma que observando el color y la ubicación del defecto de pérdida de metal sobre la distribución de colores en PCM se caracteriza la influencia de un dato sobre el otro, es decir, del revestimiento sobre el metal.

Figura 3. Zona PCM riesgo bajo – Anomalía severa riesgo alto.

3.2 CORRELACIÓN GEOGRÁFICA El principal resultado del prototipo de sistema de información es la identificación del trayecto del tramo de tubería analizado, junto con sus variables de corrosión inspeccionadas.

Con el proyecto, se muestra gráficamente la distribución de cada punto y/o anomalía, con sus respectivas coordenadas GPS; se muestran las tablas de atributos respectivas de cada variable (Figura 1).

La correlación se puede hacer de la misma forma utilizando las anomalías relevantes, pero no existiría una correlación real debido a que en estas anomalías se incluyen las de perdida de metal en la pared interna de la tubería.

Es posible observar todos los datos ingresados al SIG y para su mejor detalle, ampliar selecciones de interés a fin de ver representadas los eventos más influyentes sobre las zonas más afectadas y relacionarlo con alguna situación geográfica del terreno.

Figura 2. Vista ampliada con detalles cartográficos.

Figura 1. Tabla atributos ArcGIS. La tabla de atributos corresponde a cada capa de información de un tramo de un oleoducto colombiano, donde se aplico el modelo.

3.1 CRITERIOS DE CLASIFICACIÓN DEL RIESGO Criterio 1: Zonas de pérdida de espesor de metal de la tubería. Las cuales se han clasificado en porcentaje de pérdida, menor al 20%, entre el 20%

En la Figura 2 se pueden observar el trayecto, los datos PCM clasificados por el modulo K, las anomalías, anomalías relevantes y las anomalías severas.

3.3 CORRELACIÓN GRÁFICA 3.3.1 Riesgo por pérdida de recubrimiento

En la Figura 3, se observa en el recuadro verde, que en medio de dos puntos verdes de PCM se encuentra localizada una anomalía severa.

Podemos decir para este caso particular en donde a pesar de estar en buen estado el recubrimiento, hay pérdida de metal por corrosión: lo que lleva a suponer que se puede tratar de una picadura. Esto a razón de que el valor del modulo K es de 2.66%, que esta clasificado como nivel de riesgo bajo, mientras que el punto 4 en la tabla de atributos de anomalías severas muestra un valor ERF medio de 0.65 que no indica un riesgo alto, este punto corresponde a una anomalía severa por la pérdida de espesor del metal media de 43% pero las dimensiones del defecto son grandes (longitud= 21mm, ancho= 61mm, profundidad= 57mm).

3.3.2 Riesgo por pérdida de espesor del metal.

La pérdida de espesor del metal a lo largo de la línea, se observa en las anomalías, anomalías relevantes y

La inspección del recubrimiento usando LATINCORR · 13

anomalías severas, correspondiendo estas últimas a las anomalías más críticas por perdida de metal en la pared externa. Las anomalías relevantes enlistan los defectos más significativos tanto en la pared externa como en la interna.

Figura 5. Correlación de datos de inspección. Modulo K vs Pérdida de espesor.

La Figura 4, muestra que uno de los tramos del oleoducto. No se evidencian anomalías relevantes de riesgo alto, es decir, no hay zonas rojas, en la pared interna y externa.

Figura 4. Anomalías relevantes, riesgo medio y bajo.

Figura 6. Tabla correlación datos de inspección.

3.3 CORRELACIÓN DE DATOS DE INSPECCIÓN Para poder dar una interpretación más acertada y explicita, se hizo una correlación de datos mediante un grafico de dispersión de puntos, el cual contiene información del modulo K (%) vs pérdida de espesor (%); en donde los datos seleccionados coinciden en sus coordenadas. Es importante tener en cuenta esta coincidencia para poder llevar a cabo la correlación de datos.

Para poder visualizar el nivel de criticidad de todo el tramo de la tubería, se determinó utilizar para cada intervalo de criticidad un color y sugerir: Rojo: Amarillo: Verde:

Reparación inmediata.

Revisión y control preventivo.

Aceptación de la vida útil calculada de la tubería.

De la selección de los datos de inspección, cuyas coordenadas de modulo K y pérdida de espesor de anomalías severas coincidieron, se obtuvo la Figura mostrada a continuación.

Las Figura 5 y 6 muestra el análisis de la correlación de datos de inspección, indicando los puntos críticos del oleoducto, en uno de los tramos del mismo.

con los programas de computador diseñados específicamente para trabajar cartografía digital. Y es por esto que es necesario aclarar un mínimo de conceptos necesarios para tener una idea general acerca de la relativamente reciente tecnología.

Los beneficios que surgen de la aplicación de un SIG son numerosos, y los logros obtenidos redundarán en beneficios económicos al lograr mejorar procesos, automatizar trazado de planos, obtener información más precisa y en menor tiempo, y al poder desarrollar nuevas tareas de análisis.

No siempre tener muchos datos, implica estar informado y menos tener conocimiento de lo que ocurre, en referencia a los mas de 50.000 datos GPS cada uno con su respectiva información.

CONCLUSIONES Se presenta la metodología con Sistemas de Información Geográfica, que nos permite tener organizada la información necesaria para el análisis y evaluación del riesgo por corrosión externa en líneas enterradas de transporte de crudo, mediante el análisis espacial, obteniendo información de apoyo para el manejo de la información.

Los datos alimentados al software ArcGis con la cartografía de la ubicación de la tubería, nos permiten visualizar la información y relacionarla con variables del entorno como son: municipios, zonas urbanas, ríos, vías, suelo, etc., y plantear un programa de integridad de la tubería con respecto al aseguramiento del impacto de la corrosión externa.

Uno de los principales inconvenientes que se presentan al desarrollar un proyecto utilizando la tecnología SIG, radica en la falta de personas capacitadas. Es muy frecuente para aquellos sin la suficiente capacitación en el tema, llegar a confundir a los SIG

Es posible realizar la correlación de datos de inspección de cualquier tramo de tubería donde para ello se hayan utilizado técnicas como herramienta inteligente (HI), PCM (Pipeline Current Mapper).

Para llegar al resultado presentado en este trabajo se utilizó solo una parte de la información recolectada y existente para el prototipo del sistema, indicando esto la utilidad que pueden prestar los SIG en el aseguramiento del riesgo de tuberías.

Con la presentación de esta metodología SIG, se logró alcanzar los objetivos planteados en el presente trabajo.

ArcGIS es capaz de dar información tanto de la localización como de la severidad relativa de los picados y continua pag 26

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asegurar que se mantenga operativa tal como fue diseñada por muchos años más.

By Kathy Riggs Larsen, Materials Performance Associate Editor

“La infraestructura de las tuberías enterradas se está envejeciendo. Los revestimiento de estas tuberías viejas están llegando a su vida útil o ya han sobrepasado la vida de servicio para las que fueron diseñadas y por lo tanto están comenzando a fallar; esto quiere decir, que los revestimientos se han deteriorado hasta el punto que hacen que se disminuya la eficiencia de los Sistemas de Protección Catódica (SPC),” Comentario que hace Jeffrey L. Didas, quien es el Tesorero de NACE International y gerente del programa de corrosión de la Compañía Colonial Pipeline de Richmond, Virginia. Esta es una empresa de transporte de productos de petróleo a nivel interestatal en los Estados Unidos de América. De acuerdo a lo que comenta Didas, cuando las tuberías tienen un revestimiento bien aplicado y que todavía se encuentran dentro de su vida útil, requieren muy poca corriente de Protección Catódica (PC). A medida que los revestimientos se envejecen, la demanda de corriente de PC se incrementa y por lo tanto se aplica corriente adicional a la tubería.

Eventualmente a medida que el revestimiento se acerca a su punto de falla, la demanda de corriente de PC se convierte excesiva.

A medida que los revestimientos se acercan a los límites de falla, algunos operadores están escogiendo la opción de re-aplicar revestimientos o la rehabilitación de revestimientos como parte del plan de integridad mecánica, para proteger la tubería y además

En su artículo, “Recoating Case History for a 32” Products Pipeline,” publicado en Atalanta, Georgia durante el evento NACE CORROSION 2009 Didas provee una explicación detallada de los procesos de re-aplicación y rehabilitación de revestimientos aplicados a un proyecto localizado cerca de Danville, Virginia.

“Hoy en día, 75% de las tuberías tienen un revestimiento que se ha envejecido bien en algunos ambientes y no tan bien en otros ambientes.” Dice Didas. Los factores que influyen en el deterioro de los revestimientos son: condiciones de suelo que causen esfuerzos en el revestimiento, calidad original, preparación de superficie, historia de operación de la tubería tales como operaciones a temperaturas más elevadas de las de diseño; y especificaciones originales del revestimiento. Típicamente, las técnicas de evaluación aplicadas desde la superficie del terreno para evaluar los revestimientos de las tuberías enterradas, tal como DCVG, son utilizadas para identificar áreas de la tubería donde el revestimiento se ha fallado y que requiere de rehabilitación.

Estas técnicas básicamente miden y analizan el flujo de corriente a través del suelo sobre la tubería y la correlaciona con la localización y tamaño del defecto del revestimiento.

Aunque la re-aplicación de revestimientos se realiza principalmente para reparar el deterioro del revestimiento, el operador puede tener otras razones para hacer dicha reaplicación, explica Didas. Por ejemplo, esta puede ser considerada cuando la PC ya no es efectiva o el costo de aplicar o instalar un SPC es excesivo; cuando los tramos para re-aplicación

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son cortos y los aspectos económicos favorables; o cuando pavimentación o actividades de construcción realizadas sobre la tubería restringen el acceso futuro a la misma.

Una vez la decisión de re-aplicación de un revestimiento a un segmento de tubería sea un hecho, varios pasos importantes deben seguirse para asegurar un proyecto de rehabilitación exitoso. Primero, se debe establecer el largo de la tubería a ser revestida y el impacto a las áreas aledañas para determinar el costo y complejidad del proyecto y el plan relacionado a la operación tales como acceso al sitio, excavación, granallado y aplicación de la pintura. Segundo, se debe evaluar cualquier aspecto relacionado al impacto ambiental de las actividades a realizar. Por ejemplo: tierras inundables, áreas pavimentadas, y cualquier otro facto o permisos que deben realizarse antes de excavar una tubería.

Adicionalmente, se debe evaluar cualquier condición que se pueda encontrar una vez la tubería ha sido excavada. Por ejemplo, si la tubería fue instalada en suelo rocoso requiere de la remoción mecánica de la roca.

Condiciones de suelo saturados en agua requiere de bombas que continuamente estén removiendo el agua para mantener la excavación seca. Si la excavación es inestable o profunda se necesita de estructuras para mantener el hueco seguro y estable. También se debe considerar el uso de carpas (Figura 1) para proteger la aplicación del revestimiento y controlar el polvo que ocasiona el granallado, la posibilidad de calentamiento de la tubería, el uso del correcto material de relleno y restauración del medio ambiente.

Finalmente cualquier costo oculto o pérdidas de tiempo deben ser anticipadas mediante la obtención de experiencias de proyectos similares.

“Los costos ocultos están por lo general incluidos en el lenguaje del contrato, retrasos de movilización, posibles problemas con los propietarios de las tierras, aviso a los reguladores y cualquier permiso adicional.” Dice Didas.

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Noticias NACE Nuevos Oficiales de NACE para el periodo 20102011 El comité de nominaciones de NACE Internacional ha seleccionado los oficiales para servir a la asociación para el periodo 2010-2011. Estos candidatos comienzan su mandato el 19 de Marzo del 2010. Los oficiales son: Presidente Christopher M. Fowler, Vice Presidente Oliver C. Moghissi, and Tesorero Jeffrey L. Didas.

ha publicado más de 50 artículos y patentes. Recibió su B.S. y M.S. en Ingeniería Química de la Universidad de Virginia y luego recibió su Doctorado de la Universidad de Florida. Recibió el premio “NACE Presidential Achievement” en 2003.

Jeffrey L. Didas Acerca de los nominados: Christopher M. Fowler Christopher M. Fowler, director de corrosión for Exova Group (Dudley, West Midlands, United Kingdom), está sirviendo como presidente por el termino de 2010-2011. Es miembro de NACE desde 1989, Fowler ha servido en la Región Europea de NACE y como Director Internacional representando la región Europea. En la Junta Directiva de NACE. Ha participado en numerosos simposios y fue a miembro o presidente de varios comités técnicos. Ha dado numerosas presentaciones y publicado muchos artículos. Fawler recibió su B.S. y M.S. de la Universidad de Manchester en el 1974 y 1975 respectivamente; y en 1980 recibió su Doctorado. Es un Ingeniero registrado en el Reino Unido y “Fellow” del Instituto de Materiales.

Oliver C. Moghissi Oliver C. Moghissi, senior vice presidente de DNV (Dublin, Ohio), está sirviendo como vice presidente por el término 2010-2011. Moghissi ha sido miembro de NACE desde 1990 y ha estado activo en diferentes comités administrativos y comités técnicos de NACE por más de 15 años con énfasis en petróleo y gas. Ha prestado soporte a las áreas y regiones mediante conferencias y servicio en el comité de educación. Ha servido en la Junta Directiva como Director del Comité de Actividades Profesionales en el 2005 al 2008 y también en el Comité de Auditoría y Planificación Estratégica.

Es instructor de NACE. Ha presentado numerosas conferencias, seminarios y reuniones locales así como

Jeffrey L. "Jeff" Didas, Gerente de proyectos de corrosión para Colonial Pipeline Co. (Richmond, Virginia), está sirviendo su Segundo periodo como tesorero de NACE. Trae a NACE 35 años de experiencia en la industria de corrosión, de trabajos para compañías de tuberías y energía; y firmas de consultoría en ingeniería. Didas ha sido miembro de NACE desde Enero 01 de 1975. Como director del Comité de Actividades de los Miembros en el termino 2006-2009, el realizo muchos avances en NACE a niveles de secciones, áreas y comités. Actualmente sirve como “trustee” para la sección de Virginia Old Dominion y antes de ser seleccionado a tesorero, comenzó su término como presidente de Comité de Finanzas de NACE. Previamente a esto, fue 'trustee”, presidente y vice-presidente de la secciones de Arabia Saudita y West Virginia; y además ocupo varias posiciones en el Publich Affairs Committee. Ha realizado varias presentaciones orales y publicado varios artículos en conferencias de NACE así como cursos cortos en Corrosión en tuberías enterradas en Appalachian. Recibió el “NACE Distinguished Service Award” en 2001. Didas fue al Thomas A. Edison State College en Trenton, New Jersey, donde recibió su BSET en Ingeniería Eléctrica.

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CALENDARIO DE CURSOS CALENDARIO DE CURSOS

Julio 12-17, 2010 Lima, Peru

CIP Nivel 1 Julio 3-8, 2010 Ismailia, Egypt

Julio 18-23, 2010 Houston, TX

Julio 5-10, 2010 Mumbai, India Julio 5-10, 2010 Norwich, U.K. Julio 11-16, 2010 Houston, TX Julio 12-17, 2010 Brisbane, Australia Julio 12-17, 2010 Quito, Ecuador Julio 25-30, 2010 Houston, TX Julio 26-31, 2010 Chennai, India Agosto 2-7, 2010 Kuala Lumpur, Malaysia Agosto 2-7, 2010 Chennai, India Agosto 4-9, 2010 Uraga, Japan Agosto 9-14, 2010 Singapore, Singapore Agosto 9-14, 2010 Bogota, Colombia Agosto 15-20, 2010 Houston, TX CIP Nivel 2 Julio 10-15, 2010 Ismailia, Egypt

Julio 19-24, 2010 Brisbane, Australia Julio 19-24, 2010 Quito, Ecuador Agosto 16-21, 2010 Singapore, Singapore Agosto 22-27, 2010 Houston, TX CIP Nivel 2, Maritime emphasis Julio 12-17, 2010 Mumbai, India Julio 13-18, 2010 Uraga, Japan CIP Peer Review Julio 23-25, 2010 Houston, TX Agosto 27-29, 2010 Houston, TX CIP – Curso de 1 día para puentes Agosto 21, 2010 Houston, TX Nuclear Power Plant Training for Coating Inspectors Julio 5-9, 2010 Uraga, Japan Coatings in Conjunction with Cathodic Protection Julio 11-16, 2010 Houston, TX

CP1 – Protección Catódica - Tester Julio 5-10, 2010 Kuala Lumpur, Malaysia

Diseño para Control de Corrosión Agosto 16-20, 2010 Houston, TX

Julio 12-17, 2010 Bogotá, Colombia

Control de Corrosión en la Industria de Refinerías Julio 12-16, 2010 Kuala Lumpur, Malaysia

Julio 17-22, 2010 Ismailia, Egypt Julio 18-23, 2010 Houston, TX Agosto 9-14, 2010 Lima, Peru Agosto 15-20, 2010 Houston, TX CP2—Protección Catódica - Technician Julio 25-30, 2010 Houston, TX Agosto 16-21, 2010 Lima, Perú Agosto 22-27, 2010 Houston, TX CP3—Protección Catódica - Technologist Julio 5-10, 2010 London, U.K. Julio 11-16, 2010 San Bernardino, CA Agosto 29 -Sept 3, 2010 Houston, TX CP4—Protección Catódica - Specialist Julio 18-23, 2010 San Bernardino, CA Corrosión Básica Julio 12-16, 2010 Houston, TX

Julio 26-30, 2010 Puerto La Cruz, Venezuela Agosto 30-Sept 3, 2010 Houston, TX Shipboard Corrosion Assessment Training (SCAT) Julio 19-23, 2010 Houston, TX Virtual Reality Coating Applicator Training Course Agosto 5-6, 2010 Houston, TX Corrosión Interna para Tuberías – Básica Julio 26-30, 2010 Houston, TX Agosto 30-Sept 3, 2010 Malvern, AR Corrosión Interna para Tuberías – Avanzada Agosto 2-6, 2010 Houston, TX Control y Prevención de Corrosión en Aguas industriales.

Agosto 23-25, 2010 Houston, TX

LISTA DE EVENTOS EVENTO

FECHA Y LUGAR

MAS INFORMACIÓN

Juli o 24-30 New Lond on, NH

Harry Tsaprailis, Teléfono: +1 614-761-6919, email: Harry.Tsaprailis@dnv.com Pa gin a Web: www.gr c.org

Agosto 2- 5 Xi’an Shaanxi, Chi na

Qigua ng Li, Teléfono: +86 298825 2276, e-mai l: Qigua ng.li@gmail .com

2 Annual CSCP-NACE Corrosion Conference

Agosto 9- 11 Yunnan, Chi na

Sun Junyan, Tel éfono: +86-10 6894 8708, e-mail: sunjanya n@ciccst.or g.cn

NACE Central Area Conference 2010

Agosto 15-18 Cor pus Christi, TX

CaLae McDermott, p hone: +1 281-228-6263, email: calae.mcdermott@nace.o rg, Pag ina web: www.nace.or g/centralarea

VII Congreso de Corr osión – NACE Interernational Región Latinoamérica - LATINCORR 2010

Agosto 31-Septiembre 3, 2010 Quito, Ecuador

Betty Pal acios, e-mail: naceecuador@puntonet.ec, Pagi na web: www.l atincorr 2010.org

EuroCorr 2010

Septi embre 13- 17 Moscow, Russi a

W. Meier, Teléfon o: +49 69 7564 235, e-mail: koehl@dechema.de, Pagi na web: www.eurocorr.org

5th Ann ual Corrosion Management Summit

Septi embre 19- 22 Abu Dhabi, U.A.E.

Oli via Modisakeng, Teléfono: +971 4 363 1938, email: enquiry@i qpc.co.za, Pagina web: www.corrosionmanagementme.com

Corrosion Technology Week 2010

Septi embre 19- 23 Orlando, FL

CaLae McDermott, Teléfono: +1 281-228-6263, email: calae.mcdermott@nace.o rg, Pag ina web: www.nace.or g/ctw20 10

CORCON 2010

Septi embre 23- 26 Goa, India

Tushar Jhaveri, Tel éfono: +91 22 29209622, email: tushar@va suchemical s.com, Pagi na web: www.corcon.org

International Pipeline Conference 2010

Septi embre 27- Octubre 1 Cal gar y, AB, Canada

Lin da Abercrombie, Teléfono: +1 403- 228-6374, email: laandmrb@shaw.ca, Pagi na web: www.i nternatio nal pip elineconference.com

NACE Eastern Area Confer ence 2010

Octubre 12-15 Alexandri a, VA

Laur a Herrera, Teléfono: +1 281-228-6242, e-mai l: lau ra.herrera@nace.org, Pagina web: www.nace.or g/easternarea

NACE Northern Area Eastern Confer ence 2010

Octubre 17-19 Montreal, QC, Canada

Jackie Hune, Teléfono: +1 281-228-6227, e-mail: jacki e.hune@nace.org, Pagina web: www.nace.or g/northernarea

MS&T (Mater ials Science and Technology) Conference

Octubre 17-21 Hou ston, TX

Co-Sponsored by ASM International, American Cerami c Society, Association for Iron & Steel Technolog y, NACE International, and The Minerals, Metals & Materials Society, Pagina web: ww.matscitech.org

North Amer ican Industrial Coating Show

Octubre 26-29 Indi anapoli s, IN

Laur a Herrera, Teléfono: +1 281-228-6242, e-mai l: lau ra.herrera@nace.org

JULIO 2010 Gordon Research Co nfer ence and Semin ar In Aqueous Cor rosion, 2010

AGOSTO 2010 Cathodic Protection Xi'an 2010 Conference

nd

SEPT IEMBRE 2010

OCTUBRE 2010

31 de agosto al 03 de septiembre QUITO - ECUADOR

LATINCORR

Patrocinantes especiales

VII

Stand N#7 – Schlumberger.

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www.slb.com

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Stand N# 8 - HEMPEL

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Stand N#9 - TECNOTEC

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Stand N#10 – Corrosión y Protección.

www.corrosionyproteccion.com

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Stand N#11– NACE International y LATINCORR. www.nace.org – www.latincorr.com Stand N#4 – Morken S.A.

www.morken.com.ar

Stand N#12 - CCPQ (Pintuas Jet)

Stand N#1 - NDT Systems & Services.

www.ndt-global.com

Stand N#13 y 14 – Petroamazonas.

Stand N#5 – Quimipac.

www.bloque15.com

www.grupoquimipac.com.ec Stand N#2 – Rosen Inspections.

www.roseninspections.net

Stand N#6 – 3M. Stand N#3 – Tectotal Cia. Ltda.

www.tectotal.com.ec

www.3M.com

Stand N#15 – Energy Solutions.

www.energy-solutions.com

Stand N#20 - E&E Stand N#21 - PETROLEOS SUMMA PET Stand N#16 – Lipesa.

www.lipesa.com

Stand N#22 - CORRPRO Stand N#23 - DICHEM del Equador NACE – Venezuela anuncia la creación de la sección de estudiantes.

Stand N#24 - QUIMAYIN

Patrocinado por NACE – Venezuela, la nueva sección de estudiantes fue creada por 13 estudiantes del programa de Maestría en Corrosión de la Universidad del Zulia (LUZ).

Esta sección se encargara de promover el conocimiento de corrosión a través de cursos, talleres, seminarios, etc., con el fin de mejorar las técnicas de prevención de corrosión en Venezuela.

Stand N#17 – Ecuatoriana de Petroleos Cia. Ltda.

www.ecuapet.com Stand N#26 – PECS.

www.pecsiecontsa.com

Los oficiales de la sección para el 2010-2012 son Ennery León (Presidente), Gabriel castellano (Vicepresidente) y Alejandra Binotto (Secretaria). Los asesores académicos para esta sección son la Profesora Matilde de Romero y Oladis de Rincón del Centro de Estudios de Corrosión de LUZ.

LATINCORR Stand N#18 – OCP Ecuador S.A.

www.ocpecuador.com

Stand N#27 – Petro Energy.

www.petroenergy.com.ec

Stand N#29 – Tinker & Rasor.

Stand N#19 – Cortec Corporation.

www.cortecvci.com

®

www.tinker-rasor.com

El editor en jefe de LATINCORR Carlos A. Palacios T. le hace entrega de un reconocimiento a Eduardo Assef de CITGO por su valioso apoyo en el lanzamiento de la revista. También queremos agradecer a Simón Suarez de CITGO por su colaboración.

Stand N#30 - CATHELCO, SLEM, CORRINTEC

El director de ventas y mercadeo Carlos Palacios-Vera le hace entrega de un reconocimiento a Gretchen Jacobson de NACE International por todo el apoyo y colaboración que ha realizado con LATINCORR.

continuacion de pagina 15

Figura 1: Línea 4, Indicación # 3-07-085 025. Como parte del proyecto de rehabilitación, el segmento de tubería excavado fue cubierto con una carpa protectora y luego se realizo el granallado abrasivo para realizar la preparación de la superficie de la tubería. Foto cortesía de Jeffrey Didas.

Otros de los aspectos, que él menciona es que deben ser considerados desde el inicio, es la de remover el revestimiento original; reparación de otras fallas de revestimiento encontradas al momento de la excavación; material para revestir – uno que tenga un tiempo de curación aceptable (Figura 2), la protección del relleno, y una vida útil proyectada de más de 50 años; que el revestimiento a aplicar sea compatible con el existente; uso de un Contratista que sea competente y calificado; y un programa de inspección de calidad.

Un caso de estudio particular ilustra las situaciones que se pueden encontrar durante un proyecto de rehabilitación.

Este el caso de una tubería que transporta un productos de petróleo que pertenece y es operado por la Compañía Colonial Pipeline, y fue instalado en 1963 cerca de Danville, Virginia. Cada cinco años, esta tubería de 32 pulg. (813 mm) de diámetro es inspeccionada utilizando herramientas inteligentes (ILI) para detectar la el daño por corrosión, se utiliza además estudios de intervalo cerrado (CIS) para determina el funcionamiento del SPC y evaluaciones realizadas en superficie para determinar el estado del revestimiento.

Una inspección en el año 2002 indico

que un segmento de la tubería tenía los valores de corriente de Protección Catódica por encima del promedio, pero no existían defectos detectados por ILI. El SPC fue mejorado en el año 2003 para aumentar la cantidad de corriente disponible para esta misma tubería. En el año 2007, la inspección mostro que la demanda de corriente del SPC había aumentado sobre los últimos años. El SPC no estaba alcanzando los valores de protección requeridos para esta tubería – esto es una señal que el revestimiento estaba fallando. SPC adicional fue instalado, pero el revestimiento no soportó esto.

Se realizaron excavaciones a varias de las anomalías encontradas para investigar varios defectos que arrojo los resultados del ILI, donde se pudo identificar sitios de falla del revestimiento. Por lo tanto, se decidió de realizar la rehabilitación del revestimiento en estos segmentos de tubería, los cuales se realizaron en el año 2008 (Figura 2).

Figura 2: Línea 4 Indicación # 3-07-086 051. Se aplico un nuevo sistema de revestimiento dual que consiste en: Parte 1: 100% sólidos, y Parte 2: un revestimiento en base de epoxyuretano, aplicado con espesores de 0.50 a 0.75 mm (20 a 30 milésimas de pulgada). Foto cortesía de Jeffrey Didas.

El revestimiento original tenía una edad de 45 años y era en enamel-asfalto, el cual contenía asbestos en la capa exterior con una vida normal de 20 a 30 años. Hasta hace unos años, antes de este proyecto de rehabilitación, este revestimiento había funcionado bien.

Inicialmente, el segmento de tubería que se rehabilitaría era de 1.525 pies (465 m) y los planes eran de rehabilitar 500 pies (152m) cada semana.

La capa externa de asbestos requirió de un proceso de remoción especial, así como del manejo y disposición del mismo por lo que causo retrasos en la planificación del proyecto.

Adicionalmente como la localización del segmento a rehabilitar se encontraba en una zona rural, aunque la protección contra el granallado y control de polco fue menor, existían problemas de acceso y suministro de algunos suplementos. Por lo tanto el progreso actual fue de 375 pies (114 m) semanales.

Una vez que el revestimiento original fue removido, la tubería fue granallada a NACE No. 2/SSPC-SP 101 y se obtuvo un patrón de anclaje de 75 a 125 µm (3 a 5 milésimas de pulgada). El segmento final de rehabilitación fue de 1,975 pies (602 m).

El programa de rehabilitación para esta tubería en particular se ha estado hacienda desde el año 1999 y continuaría durante las siguientes décadas.

Contacte a: Jeffrey Didas, Colonial Pipeline Co. e-mail: JDidas@co lpipe.com.

Referencia s 1 NACE No. 2/SSPC-SP 10, “NearWhite Metal Blast Cleaning” (Houston, TX: NACE International, 2006).×

LATINCORR

®

Modelo Integral para Optimización de la Confiabilidad Autor: Ing. Esp. Ernesto Primera.

Experto en Mantenimiento y Confiabilidad Industrial. primeram2@asme.org Introducción En la presente edición, denominada “Parte-1” mostraremos un Modelo Integral para la Optimización de la Gestión del Mantenimiento y Operaciones de Plantas Energéticas (Oil & Gas / Power Generation), partiendo de la aplicación de técnicas de confiabilidad industrial. El modelo fue desarrollado por el Comité de Confiabilidad del “Energy Institute” y se le da el nombre de Modelo ECOM. (Evaluación, Control, Optimización y Mejora continua) En las próximas ediciones de Latincorr describiremos los detalles de cada uno de los pasos del modelo mostrado, para esta edición explicaremos el elemento numero uno (Nª 1) “Diagnostico/Auditoría Analítica de Gestión de Mantenimiento y Operaciones” Desarrollo

- Instrucciones.

El modelo consta de dos fases, en la FASE-I se desarrollan técnicas de EVALUACION, en la FASE-II se desarrollan técnicas de CONTROL, OPTIMIZACION y MEJORA CONTINUA, tal como se ilustran en la Imagen Nª1.

La fase de evaluación se separa en tres importantes pasos o elementos, el elemento numero 1 esta descrito de forma general en la Imagen Nª2, donde se describe el Flujo de Trabajo para el Diagnostico, donde un equipo de trabajo multidisciplinario tiene la responsabilidad de llevar a cabo el

El modelo se implementa con la aplicación de 10 elementos claves para asegurar el éxito operacional en términos de confiabilidad de un proceso productivo.

El modelo no contempla aspectos básicos organizacionales que son la base fundamental de una organización sostenible que quiere Evaluar, Controlar, Optimizar y Mejorar Continuamente sus procesos, sin embargo son contemplados en el elemento Nª1 relacionado al Diagnostico /Auditoría, dentro de estos aspectos básicos tenemos: - Estructura Organizacional.

- Infraestructura Física.

- Elementos de Seguridad Higiene y ambiente. SHA. - Procesos de Comunicación.

- Manejo del Cambio.

- Manuales de Operaciones.

- Mapas de Proceso.

- Procedimientos.

proceso Los mencionados cuestionarios para la auditoría, son la base fundamental de la misma, son producto del trabajo de

profesionales con niveles senior, expertos y mentores, que a lo largo de su carrera han estado involucrados en la gestión de los procesos productivos de plantas energéticas.

Estos cuestionarios parten del estudio y revisión de trabajos previos desarrollados como: Las 05 áreas cubiertas en el “Maintenance Effectiveness Survey” del Marshall Institute, Inc. Las 23 áreas que se evalúan en el “Asset Healthcare Triangle” del Strategic Asset Management Intl. LLC. Los 28 factores críticos especificados en la “PAS55 Assessment Methodology (PAM)” del The Institute of Asset Management IAM. - Las 11 categorías del modelo ”Best Practices” evaluadas por Wireman.

A demás de tener cuestionarios ajustados a la industria en Latinoamérica, estos son ajustados debido a los diferentes contextos y entornos a los cuales están expuestos los sistemas de gestión y tienen una importante afectación sobre el comportamiento de sus activos, el valor agregado del grupo de profesionales que desarrollaron las preguntas de los cuestionarios, está orientado a empresas energéticas

LATINCORR · 25

latinoamericanas.

El análisis de los datos se apalanca en modernos sistemas de modelación y pronósticos estocásticos de datos, que permite al equipo evaluador simular un comportamiento en función del tiempo a partir de la aplicación de estadística descriptiva hasta la inferencia estadística soportada.

El procesos básico de manejo del dato se identifica en la Imagen Nª3.

El Diagnostico no está basado solo en entrevistas estructuradas y directas con el personal involucrado en las operaciones, mantenimiento y Proceso de las instalaciones, sino también en inspección de las actividades de ejecución en campo, revisión de procedimientos de trabajo, bases de datos, software de mantenimiento, planes de adiestramiento, visitas a talleres, almacenes, inventarios y observación directa del comportamiento del personal.

En esta fase se cualifican, cuantifican y jerarquizan las áreas a potenciar (infraestructura con alta incidencia de problemas, cuellos de botella, entre otros) y las principales oportunidades de mejora. Los puntos a cubrir en esta fase son los descritos en la Imagen Nª4.

En la Imagen Nª4 se detalla la grafica

26 · LATINCORR

de Radar que representara el valor obtenido durante la tabulación de la data proveniente de las encuestas, entrevistas e inspecciones; los resultados son un modelaje de data cualitativa versus cuantitativa generada a través del software para las 15 áreas claves (Medulares) del proceso de mantenimiento y operaciones de la Planta.

Es de suma importancia resaltar, que de las áreas, se pueden incluir solo las necesarias y acordadas.

Durante este avance se pueden definir métricas comparativas que permitirán a lo largo de la aplicación del modelo, la posibilidad de realizar Benchmarking, de las 15 áreas de evaluación de desempeño, específicamente en la fase de mejora continua.

Este resultado arrojara niveles de madurez organizacional a nivel operativo de cada una de las 15 áreas, las cuales podrá ser organizadas como: Inocente.

Insatisfactorio.

Consciente.

Competente.

Mejor en su Clase.

Excelente. (Clase Mundial) Como resultado de la aplicación de este elemento, se identifican fortalezas, áreas de oportunidad de mejora, puntos débiles, fuentes de variación, actividades cruzadas, cuellos de botella, y lo más importante; la jerarquización de las oportunidades que con la aplicación de la teoría de Pareto trazan el camino para la aplicación de los siguientes elementos, así como identificar la imposibilidad de continuar sin antes

reforzar aspectos básicos organizacionales que den garantía de éxito en la aplicación del modelo ECOM. Referencias -Energy Institute. Documento Técnico EI-2009-102. “Proceso para Análisis de Datos durante el Diagnostico Integral De Gestión Mediante Auditoría Analítica” -Mechanical Integrity Institute.

Documento Técnico. Cuestionarios Basados RBA. -Marshall Institute, Inc. Maintenance Management Library.

-Strategic Asset Management Intl. LLC. Benchmark performance in leading and lagging indicators.

-The Institute of Asset Management.

PAS55 Assessment Methodology (PAM).

-International Institute of Professional Education and Research (IIPER).

Modeling ToolKit Software.

Autor: Ing. Esp. Ernesto Primera.

CRM - RMP - CMRP - CSSGB Optando al Titulo de Magister en Gestión Energética, Especialista en Confiabilidad y Riesgo, Ingeniero de Mantenimiento, Considerado Experto en Mantenimiento y Confiabilidad Industrial con 16 años de experiencia en la Industria Energética latinoamericana.

Su experiencia ha sido destacada como parte del Staff de Empresas como: ChevronTexaco - ConocoPhillips - SKF Group - Flowserve Corp.

Ocupando cargos como Supervisor, Inspector, Especialista, Superintendente, Gerente hasta el grado de Asesor.

Durante su carrera como Consultor Senior Internacional ha Desarrollado, aplicado e Implementado herramientas y metodologías de Optimización de Mantenimiento, Confiabilidad Industrial y Gerencia de Activos como: RCA, RCM, RCS, Estudios RAM, Auditorias y Bechmarking en países como: Venezuela, México, Colombia, Perú, Bolivia, Argentina y República Dominicana; actividades y adiestramientos desarrollados para empresas como PDVSA, PEMEX, Petrobrás, BP, ENI, Pequiven, Newmont, BHP Billinton, Shiyoda, PlusPetrol entre otras.

Actualmente es miembro del Comité de Confiabilidad del “Energy Institute” e Instructor en materia de Confiabilidad Industrial para ASME. American Society of Mechanical Engineers. ××

lcontinuacion de pagina 13 as fallas del recubrimiento. Aún tratándose de una metodología aparentemente simple, requiere una puesta a punto y una utilización cuidadosa, y está sujeto a posibles errores, y omisiones.

Este sistema para el aseguramiento de la integridad de ductos basado en tecnología GIS permite la mejor eficacia en la operación de los ductos, colaborando con las tareas de diseño de obra, ingeniería, construcción, mantenimiento y conservación del medio ambiente.

BIBLIOGRAFÍA

[1]Diego Hernán Cárdenas S. Por entre un tubo. Carta petrolera. Septiembre – Octubre 2005. Ecopetrol.

[2]IGAC, Bases para entender los SIG's, Folletos pedagógicos. Bogotá DC: 2002. pA. [3]DAZA, Omar. DAZA, Omar. Prototipo de sistema de información geográfica del plan de manejo ambiental de Paipa. Tesis de grado. UPTC. 2005.

[4]ARONOFF, Stan. Geographic Information System. Otawa: WDL Publications. 1993.

[5]SANABRIA, Rigaud. Generalidades sobre los Sistemas de Información Geográfica.

Bogotá: 1999.p.15.

[6]ASME B31G. Método para determinación del esfuerzo remanente en tuberías.

[7]Fundamentos de ArcGIS versión ArcVIEW 9.1. Tutorial de lecturas. Preparado por Iván Santiago. Versión 1. Puerto Rico. 2005.

[8]PARRA, Rodolfo. MARULANDA, Segio.

ESCOBAR, Fernando. Sistemas de Información Geográfica, Base de la Gestión Ambiental. Medellín: Imprenta Universidad Nacional, 1997.p.58.

[9]ASME B31G. Método para determinación del esfuerzo remanente en tuberías corroídas (Method For Determining The Remaining Strength Of Corroded Pipelines1991(R2004)).

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[11]API Standard 1160: Administración de sistemas de integridad de ductos que transportan líquidos peligrosos (Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines) (2001).

[12]ASME B31.4 –S. Sistemas de Tuberías de Transporte para Hidrocarburos líquidos y otros líquidos (Pipeline Transportation Systems For Liquid Hydrocarbons And Other Liquids).

[13]NACE-RP-0502-2002. Metodología de evaluación directa de ductos con corrosión externa ECDA. (Pipeline External Corrosion Direct Assessment Methodology) (2002).

[14]http://www.radiodetection.com [15]http://www.pemex.com [16]http://www.esri.com [17]http://www.procalculo.com [18]http://www.mjp-inc.co.jp [19]http://www.andarines.com×

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CURSOS DE CAPACITACIÓN TÉCNICA LATINCORR, LLC se encuentra asociada con Mechanical Integrity Institute y Energy Institute para ofrecer cursos de capacitación técnica en el área de corrosión e integridad mecánica. La mayoría de nuestros cursos son dictados en español.

Nuestros cursos también pueden ser personalizados para satisfacer las necesidades de cada empresa cliente y entregada en las instalaciones de su empresa según sea necesario. Algunos de los cursos que se ofrecen son: CORROSIÓN INTERNA EN LA INDUSTRIA PETROLERA RSTRENG OPTIMIZACIÓN DE TRATAMIENTOS QUÍMICOS PROTECCIÓN CATÓDICA CORROSIÓN BÁSICA ANÁLISIS BASADO EN RIESGO - API 580/581 INTEGRIDAD DE TUBERIAS ENTENDIENDO NACE-ICDA PRINCIPIOS BASICOS DE MECÁNICA DE FLUIDOS Y FLUIDOS MULTIFASICO ENTENDIENDO LA TÉCNICA DE INSPECCION POR ONDA GUIADA DINÁMICA Y CARACTERIZACUÓN DE GASES ENTENDIENDO API 579 CORROSION Y CONTROL EN LA INDUSTRIA DE PRODUCCIÓN, RECOLECCIÓN Y TRANSMISIÓN DE CRUDO Y GAS Para obtener más información no dude en contactarnos: Latincorr, LLC. P.O. Box 540047 Houston, TX 77254 Teléfono: (713)984-4774 Fax: (713)893-6422 training@latincorr.com

Joe Dyson y Raul Tienda de Zerust

Liberman Herrera, Juan Carlos Saenz, Robinson Duque Garcia y Hernan Salazar de Zeuss Petroleum, S.A.

2010 CONFERENCE & TRADE SHOW ILTA CELEBRA SUS 30 AÑOS EN HOUSTON The International Liquid Terminal Association – La Asociacion Internacional de Terminales Líquidos (ILTA) realizo su conferencia y exposición anual del 24 al 26 de Mayo de 2010, en la ciudad de Houston, Texas (USA). Esta Asociacion realiza todas sus conferencias en la ciudad de Houston desde su inicio. Para este año 2010 asistieron unos 3,000 profesionales de la industria aproximadamente.

“Cuando empezamos en 1981, eran como 450 personas aproximadamente que asistieron a la conferencia. Hemos crecido algo desde entonces” menciona el presidente de ILTA David Doane.

Victor Escobar, Tami Beal, Summer Looper y Ingrid Kraus de ROSEN.

Esta fue el segundo año donde hubo sesiones técnicas en español durante la conferencia. Fue una oportunidad ideal para todos aquellos propietarios y operadores de terminales de Latino América.

En la inauguración de la conferencia, se le otorgaron un reconocimiento especial a siete (7) companias por su gran apoyo a la asociación, ya que han participado en la conferencia desde 1981. Estas compañías son: Baker Tank Company/altech; Chicago Bridge and Iron; Conservatek Industries; Emco Wheaton; Honeywell Enraf Americas; Scully Signal Company y Technip Coflexip.

Peter Weaver , Gwen Butler, Renita Gross, Katie Vassalli, Melinda Whitney y David Doane

BIS TEPSCO

Denso North America

Doce compañías miembros de ILTA recibieron un reconocimiento de Excelencia en Seguridad (Safety Excellence Award), por demostrar un rendimiento excepcional de seguridad para sus empleados. Los ganadores de este año fueron: Buckeye Terminals,LLC; Hess Corporation; Houston Fuel Oil terminal Company; International Raw Materials Ltd; Intercontinental Terminals Company; Marathon Petroleum Co., LLC; Motiva Enterprises – New Jersey Complex; Murphy Oil Corporation; NuStar Energy, LP; Oiltanking Houston, L.P.; Petrodiamond Terminal Company y U.S. Oil Co., Inc. Dos compañías recibieron un reconocimiento de Seguridad de Platino por demostrar una ejemplar cultura en el área de seguridad que fueron: Flint Hills Resources, LP y Asphlat Operating Services.

La conferencia y exposición anual de ILTA número 31 se realizara desde el 6 al 8 de Junio de 2011, en el Centro de Convenciones (George R. Brown Convention Center) en la ciudad de Houston, Texas (USA).

FMC Technologies

secção Português

Carlos PalaciosT., M.Sc., Ph.D. NOVOS PROGRESSOS NA AMÉRICA LATINA Inibidor de inscrustações INTAVTM à base de Aloé Vera Editorial É importante observar como a perseverança e o bom trabalho dos profissionais de nossos países latino-americanos conseguem destacar-se no mundo técnico-científico da mesma forma que os de qualquer profissional dos países do “primeiro mundo”. sistema de Injeção no poçoÉ com imenso prazer que lhes apresento, nesta oportunidade, o excelente trabalho realizado na PDVSA-INTEVEP, na Venezuela, de desenvolvimento de um inibidor de incrustação “verde” à base de babosa (Aloé Vera).

Extrato de babosa

sistema de Injeção no poço

Esta é uma iniciativa proveniente de uma idéia de Alfredo Viloria, o pai da criança, que além de ser excelente profissional é também amigo deste humilde servo; temos compartilhado nossas trajetórias profissionais desde a década de noventa (1991), quando iniciei minha carreira profissional na maravilhosa CORPOVEN, onde trabalhamos em inúmeros projetos de pesquisa aplicada e além disso montamos uma equipe de trabalho formada por pessoal de ambas as empresas, CORPOVEN E INTEVEP, de grande impacto na produção de petróleo e manutenção das instalações. Esta relação inicial também originou, em

Resultado con INTAV

Resultado com inibidor comercial

Poço de teste

1995, o desenvolvimento de uma metodologia conjunta das duas empresas, para previsão de corrosão interna, hoje em dia recomendada pela NACE para avaliar a

integridade mecânica de tubos do ponto de vista de corrosão interna, metodologia esta da qual falaremos em nossa próxima edição. Foi uma idéia que nasceu de um projeto de tese de bacharelado e culminou graças à perseverança e orientação profissional de Alfredo e sua equipe de estudantes universitarios, sendo patenteado em 25 de março de 2010, com o número US 2010/0075870 A1.

O inibidor de incrustação tem o nome de INTAVTM, e é uma gelatina de aloé vera que se dissolve na agua em concentrações de 5 a 50% de peso. Este excelente produto foi testado em varios poços da Venezuela com características incrustantes, e comparado com outros inibidores de incrustação de indústrias de productos químicos de renome internacional.

Parabéns a Alfredo e a seus estudantes pelo seu empenho e pelo excelente resultado!

Notícia NACE Anunciados os Diretores Internacionais da NACE Internacional para o período 2010-2011 O Comitê de Indicação da NACE Internacional selecionou os integrantes da diretoria da associação para o mandato de 2010-2011. Os candidatos selecionados começaram a exercer os seus cargos no dia 19 de março de 2010, um dia depois do encerramento da Conferência Anual da NACE, CORROSION 2010, em San Antonio, Texas. Os membros da diretoria são: Presidente Christopher M Fowler, VicePresidente Oliver C. Moghissi e Tesoureiro Jeffrey L. Didas.

Dados dos Indicados Christopher M. Fowler Christopher M. Fowler, diretor de corrosão do Exova Group (Dudley, West Midlands, Reino Unido), exercerá o cargo de presidente durante o mandato da diretoria de 2010-2011.

Membro da NACE desde 1989, Fowler vem servindo na maioria dos cargos da Região Européia da NACE, e como Diretor Internacional representou a Região Européia da Diretoria da NACE de 2003 a 2007.

Participou de vários simpósios e foi membro ou presidente de várias comissões técnicas. Realizou várias apresentações e publicou muitos artigos. Fowler obteve seus títulos de Bachelor of Science and Master of Science (Bacharelado e Mestrado) do Instituto de Ciências e Tecnologia da Universidade de Manchester em 1974 e 1975, respectivamente, e em 1980 obteve o Doutorado. É engenheiro licenciado no Reino Unido e Fellow do Institute of Materials.

Oliver C. Moghissi Oliver C. Moghissi, Diretor Executivo da DNV (Dublin, Ohio), será o vice-presidente do mandato de 2010-2011.

Moghissi já é membro da NACE desde 1990 e vem participando ativamente das comissões administrativas e técnicas da NACE há mais de 15 anos, com ênfase em exploração e produção e em transporte e processamento de petróleo e gás. Ele vem dando apoio às áreas e regiões através de conferências de área e serviços prestados nas comissões de educação. Moghissi participou da diretoria como diretor do comitê de Atividades Profissionais / presidente em 2005-2008 e também as Comissões Estratégicas e de Auditoria.

Moghissi é instrutor da NACE (Corrosão Interna de Dutos) e passará a ser instrutor de Gestão de Integridade de Corrosão de Dutos. Já apresentou inúmeras conferências, seminários e presidiu reuniões locais, bem como publicou mais de 50 apresentações e patentes. Formou-se em Bacharel (B.S.) e fez mestrado (M.S.) em engenharia química na Universidade da Virgínia, nos Estados Unidos, e depois obteve o doutorado na Universidade da Flórida. Moghissi recebeu o prêmio NACE Presidential Achievement Award em 2003.

Jeffrey L. Didas Jeffrey L. "Jeff" Didas, gerente de projeto de corrosão da Colonial Pipeline Co. (Richmond, Virginia), está cumprindo seu segundo ano de um mandato de dois anos como tesoureiro da NACE. Didas veio preencher uma vaga deixada por outro tesoureiro cujo mandato ficou inacabado, em junho de 2009. Didas traz para a NACE 35 anos de experiência na indústria de corrosão trabalhando para donos e operadoras de dutos e empresas de fornecimento de energia, e para uma firma de consultoria na área de engenharia. Já é membro da NACE desde de 1o. de janeiro de 1975. Como diretor do Comissão de Atividades de Membros, no mandato de 2006-2009, ele progrediu de maneira firme e atuante na hierarquia da NACE a nível de seção, area e comissão. Didas atualmente cumpre mandato de administrador na Seção Virgínia Old Dominion e, antes de ser escolhido como tesoureiro da Associação, foi presidente da Comissão Financeira. Ele anteriormente exerceu cargos de administrador, presidente e vice-presidente da Seção da Arábia Saudita e da Virgínia Ocidental, bem como vários cargos em Relações Institucionais e Comissões de Atividades de Membros. Participou na Comissão de Práticas Técnicas/Comissão de Coordenação Técnica nos cargos de coordenador de tecnologia C2; coordenador de programa N1; presidente T-10D; presidente T-10D/T-6A-63; presidente T10A-18; e atualmente é presidente do Grupo de Intercâmbio Técnico (TEG) 022X, TEG 208X, e Grupo Operacional 012.

Dida apresentou várias palestras e publicou vários trabalhos nas conferências da NACE, bem como no Curso Sucinto de Corrosão dos Apalaches, na Universidade da Virgínia Ocidental (Appalachian Underground Corrosion Short Course). Em agradecimento por seus muitos anos de dedicação à organização, ele recebeu o Prêmio de Distinção em Serviços em 2001 (NACE Distinguished Service Award).

Didas frequentou a faculdade estadual Thomas A. Edison em Trenton, Nova Jérsei, onde recebeu seu BSEE (Bacharel em Ciência de Engenharia Elétrica). Recebeu o título de ASEE (Associate Degree in Electronic Engineering – curso de nível superior técnico de dois anos de engenharia eletrônica) em tecnologia eletrônica da Faculdade Técnica de Springfield (Springfield Technical Community College), Massachusetts.

Resistência Final de Contato ao Solo do Leito = 760 ohms

LEITOS DE ÂNODOS COM ALTÍSSIMA RESISTÊNCIA DE CONTATO AO SOLO Autor:- Francisco Müller Filho Diretor Técnico Katódica Projetos Eletrônicos & Serviços Ltda Rua Dr. Manoel Vitorino, 110–sala 12 / São Paulo / SP / Brasil / CEP 03017-020 Telefone/Fax: 55 11 4228 4775 e-mail: katódica@uol.com.br Abstrat: This paper present practical application of many shallow groundbeds where the final resistance this groundbeds obtained results in a very light level, in many cases in order of 760 ohms or higher, and although this fact is possible obtain a good polarization in structures where this groundbed are installed. These parameters been detailed described in any of the specific cases. Through this paper is possible present the efficiency of this kinds pf groundbeds with it practical application.

Resumo: Este trabalho tem como objetivo apresentar a viabilidade técnica de implantação de projetos para sistema de proteção catódica por corrente impressa com alta resistência de contato ao solo de seus leitos de ânodos, da ordem de até 760 ohms, através de avaliação de medições efetuadas nos dutos e estruturas protegidas, comprovando a sua total proteção e a eficiência na implantação destes leitos de ânodos.

Palavras-chave: corrente impressa, alta resistência, leito de ânodos, total proteção.

Introdução Para um leito de ânodos a

implantação de seus diversos ânodos é efetuada sempre objetivando um número de ânodos tal que nos permita obter um valor final de sua resistência final da ordem de 10 ohms, ou de preferência com valores até menores, se possível. Esta determinação, apesar de não constar em normas de uma forma clara, tem sido utilizada de maneira geral em sistemas de proteção catódica, mesmo porque em sistemas de proteção catódica para grandes estruturas tal determinação é necessária.

Apesar desta determinação, é possível, em situações especificas, utilizar leitos de ânodos com resistências de contato ao solo em muito superiores a este valor, isto com a mesma eficiência de proteção nas estruturas onde for empregada, desmistificando assim a necessidade de sempre utilizarmos leitos de ânodos com uma baixa resistência de contato ao solo.

Estrutura a proteger: Duas tubulações com extensão aproximada de 870 metros cada uma, em um total de 1.940 metros, ambas com diâmetro de 6 polegadas, ambas com revestimento externo em polietileno extrudado em tripla camada, sendo uma utilizada para transporte de gasolina e outra para transporte de óleo diesel. Estas tubulações possuem duas interligações elétricas com dutos da Transpetro.

Medições de Campo: Medições dos potenciais das tubulações com estas desinterligadas eletricamente da Transpetro.

Leituras no Retificador A seguir são apresentadas as avaliações efetuadas para as diversas etapas de saída do retificador.

Casos Avaliados A seguir serão apresentados 06 casos práticos de instalação de sistemas de proteção catódica em diversas localidades do País, onde a resistência final do leito possui valores elevados, da ordem de até 760 ohms, e onde demonstramos a eficiência destas instalações através de medições do potencial eletrolítico das estruturas a proteger.

CASO 1 - Referência [1] Cidade: Senador Canedo - GO Data da Implantação: 2007 Características da Implantação: conjunto de retificador/leito composto por ânodo em titânio MMO em tiras, sendo duas peças em um único furo com 4,5 metros de profundidade.

NOTAS: I.O leito de ânodos apresenta uma resistência de contato ao solo com média de 756 ohms.

II.As medições de potencial acima foram efetuadas com o retificador em F1G1.

III.Apesar da resistência do leito de ânodos do retificador ser considerada extremamente elevada LATINCORR · 35

para um sistema de proteção, este retificador tem plenas condições de prover a total proteção dos dutos mesmo em sua etapa mínima de potência, e com estes dutos desinterligados eletricamente dos dutos da Transpetro.

CASO 2 - Referência [2] Cidade: Blumenau - SC Data da Implantação: 2000 Características da Implantação: conjunto de célula fotovoltaica/leito composto por ânodos em titânio MMO em tiras, sendo seis peças em posição perpendicular a torre, com potência de saída em 9W. Resistência Final de Contato ao Solo do Leito = 140 ohms Estrutura a Proteger: torre de transmissão, do tipo estaiada, em aço galvanizado, para linha de alta tensão em 530kV, mais precisamente a Torre 307 da Linha Curitiba-Blumenau.

Medições de Campo:Medições na Bateria Tensão com painel fotovoltaico conectado = 14,8V, com corrente de 105mA e resistência do leito de ânodos da ordem de 140 ohms.

Medições de potencial dos pés da torre Pé A da torre = -1,35V, Pé B da torre = -1,08V, Pé C da torre = -1,015V, e Pé D da torre = -1,0V CASO 3 - Referência [3] Cidade: Ribeirão Preto - SP Data da Implantação: 2007 Características da Implantação: conjunto de célula fotovoltaica/leito composto por um único ânodo em titânio MMO em tira, com potência de saída em 48W. Resistência Final de Contato ao Solo do Leito = 105 ohms Estrutura a Proteger: gasoduto para transporte de gás natural com

6 polegadas de diâmetro e extensão de 2750 metros, com revestimento externo em tripla camada de polietileno extrudado.

Medições de Campo: Medições na Bateria Tensão com painel fotovoltaico conectado = 24,5V, com corrente de 235mA e resistência do leito de ânodos da ordem de 105 ohms.

Medições de potencial no gasoduto: -1,24 a -1,19V. CASO 4 – Referência [4] Cidade: Paulínia - SP Data da Implantação: 2003 Características da Implantação: conjunto de retificador/leito composto por ânodo em titânio MMO em tiras, sendo duas peças em um único furo com 4,5 metros de profundidade.

Resistência Final de Contato ao Solo do Leito = 517 ohms Estrutura a proteger: tubulação de aço para transporte de gás natural, com diâmetro de 8 polegadas e aproximadamente 700 metros de extensão.

Medições de Campo: Medições dos potenciais da tubulação.

Data da Implantação: 2006 Características da Implantação: conjunto de retificador/leito composto por 02 ânodos em titânio MMO em tiras.

Resistência Final de Contato ao Solo do Leito = 50,8 ohms Estrutura a proteger: gasoduto para transporte de oxigênio construído em tubos de aço com diâmetro de 4 polegadas e comprimento aproximado de 2.500 metros, com revestimento externo a base de coaltar-enamel.

Medições de Campo: Medições do potencial da tubulação

Leituras no Retificador Abaixo são apresentadas as avaliações efetuadas para as diversas etapas de saída do retificadorØÙ Observa-se que a resistência média do leito de anodos é de 517 ohms enquanto a resistência teórica deste leito de anodos era de 523 ohms, fato que comprova a veracidade dos cálculos efetuados, sendo as medições de campo efetuadas no estagio de 3,2 V com 6,2 mA. CASO 5 – Referência [5] Cidade: Rio Claro - SP

Leitura no Retificador A seguir são apresentadas as leituras obtidas no retificador em suas diversas etapas de saída.

Referências Bibliográficas

NOTAS: I.A resistência média do leito de ânodos no Retificador é de 50,8 ohms.

II.As medições de potencial foram efetuadas com o retificador em sua etapa de saída em F1G1

NOTAS: I.A resistência média de contato ao solo do leito de ânodos é de 49,3 ohms.

II.As medições de potencial foram efetuadas com o retificador em sua etapa de saída em F1G1.

CASO 6 – Referência [6] CONCLUSÕES Cidade: Barão de Cocais - MG Data da Implantação: 2007 Características da Implantação: conjunto de retificador/leito composto por um único ânodo em titânio MMO em tira.

Resistência Final de Contato ao Solo do Leito = 49,3 ohms Estrutura a proteger: gasodutos construídos em aço para distribuição de gás oxigênio e nitrogênio, com diâmetros de 4 e 6 polegadas e comprimento de 5.087 metros no total, sendo seu revestimento externo o polietileno extrudado em tripla camada.

Medições de Campo: Medições do potencial da tubulação

Leituras do Retificador Abaixo são apresentadas as leituras obtidas no retificador em suas diversas etapas de saída.

Com base nas diversas medições aqui apresentadas, podemos concluir que um leito de ânodos com alta resistência final de contato ao solo pode substituir com a mesma eficiência, um leito de ânodos convencional, sendo assim indicado para regiões rochosas que apresentem um alto valor de resistividade elétrica do solo. Por outro lado a economia final resultante na pequena necessidade de abertura de valas e o mínimo espaço ocupado para a implantação de um leito de ânodos com alta resistência de contato ao solo final, isto em função do pequeno número de ânodos necessária para sua operação, suplanta em muito um leito do tipo convencional, tornando esta instalação atrativa comercialmente, podendo ser assim também um tipo ideal de leito a ser implantado em alguns casos.

[1]Baseado em fatos reais – Autoria Própria Fato ocorrido na cidade de Senador Canedo – GO – 2007 [2]Baseado em fatos reais – Autoria Própria Fato ocorrido na cidade de Blumenau – SC - 2000 [3]Baseado em fatos reais – Autoria Própria Fato ocorrido na cidade de Ribeirão Preto – SP - 2007 [4]Baseado em fatos reais - Autoria Própria Fato ocorrido na cidade de Paulínia – SP - 2003 [5]Baseado em fatos reais – Autoria Própria Fato ocorrido na cidade de Rio Claro – SP - 2006 [6]Baseado em fatos reais – Autoria Própria Fato ocorrido na cidade de Barão de Cocais – MG - 2007×