Volume 2, Issue 1

METODOLOGÍA PARA EL MANEJO INTEGRAL DE LA CORROSIÓN EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE ALTO VOLTAJE

EDICIÓN DE NACE CORROSION 2011

EVALUACIÓN DE PRODUCTOS DE CORROSIÓN DE SULFUROS DE HIERRO GENERADOS POR BACTERIAS SULFATO-REDUCTORA ANÁLISIS DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE POZOS EN PRODUCCIÓN

CELEBRANDO LATINCORR 2010 EN QUITO, ECUADOR ISBN 061544427-X

9 780615 444277

The National Corrosion Center at Rice University

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

8 12 18 24

MEJORAS EN LA PRODUCCIÓN BASADO EN LA IMPLEMENTACIÓN DE TPM. PARTE-1 METODOLOGÍA PARA EL MANEJO INTEGRAL DE LA CORROSIÓN EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE ALTO VOLTAJE EVALUACIÓN DE PRODUCTOS DE CORROSIÓN DE SULFUROS DE HIERRO GENERADOS POR BACTERIAS SULFATO-REDUCTORA EL ROL DE LA INSPECCIÓN EN PROYECTOS EXISTOSOS DE RECUBRIMIENTOS PROTECTORES (PARTE 1)

Comité Editorial Técnico Carlos A. Palacios T. Editor en Jefe Lorenzo Martínez Gómez Editor Técnico Leonardo Uller Editor Portugese Carlos A. Palacios-Vera Ventas /Mercadeo Robert Canul Editor Gráfico

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ANÁLISIS DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE POZOS EN PRODUCCIÓN

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SENSORES PARA EL SEGUIMIENTO DE LA CORROSIÓN DEL ACERO EN ESTRUCTURAS DE HORMIGÓN ARMADO

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SEÇÃO EM PORTUGUÊS

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 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 LATINCORR, LLC P.O Box 540047 Houston, TX 77254 713-984-4774 www.latincorr.com

Carlos Palacios T., M.Sc., Ph.D. UN AÑO DE ÉXITO Y ESFUERZO…………..

LATINCORR ha llegado a su primer aniversario gracias a la receptividad que ha tenido como medio informativo y apoyo técnico para los profesionales de la Ingeniería.

Muchas han sido las instituciones y grupos que nos han apoyado con su participación, colaboración y utilización como medio de difusión.

El Instituto de Integridad Mecánica, el Instituto de Energía y el gran apoyo de NACE International han sido vitales para nuestro día a día.

La razón primordial para la fundación de LATINCORR, ha sido el contacto con toda la región Latinoamericana que mantiene NACE a través de sus foros, intercambios técnicos y promoción de logros de los profesionales en los países de habla hispana y portugués. Además de ser el medio de difusión para los eventos que se realizan en esos países.

Así mismo, ASNT (American Society of Nondestructive Testing) nos ha abierto sus puertas para participar en sus congresos técnicos estableciendo un intercambio de cooperación técnica y divulgación de sus actividades a los países latinoamericanos.

Contamos con el apoyo de ILTA (International Liquids Terminal Association) que representa 81 compañías y asociaciones operando terminales de almacenamiento de líquidos en 47 países. Ellos nos han elegido como medio de contacto con Latinoamérica y así desarrollar una alianza estratégica para promover sus eventos técnicos y nuevas tecnologías.

Recientemente establecimos el apoyo académico con la Universidad de Rice a través del National Corrosion Center (NCC) para la promoción y ejecución de cursos certificados por esta prestigiosa institución.

Un gran aplauso a todas esas empresas, colegas y amigos que han brindado su apoyo durante nuestro primer año, GRACIAS. De nuestra parte, queda el compromiso formal de continuar canalizando, distribuyendo y difundiendo todo ese apoyo tan importante para que continúe siendo LATINCORR la revista técnica de preferencia en Corrosión e Integridad Mecánica.

Saludos

Gracias por su Apoyo

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

COMENTARIO EDITORIAL LATINCORR LE DA LA BIENVENIDA AL APOYO DEL Centro Nacional de Corrosión (NCC) DE LA UNIVERSIDAD DE RICE Con el énfasis global en la infraestructuracarreteras, puentes, edificios, instalaciones petroleras y demás instalaciones industriales, y sus fallas, la concientización se las causas y cómo prevenir estas fallas también está creciendo a pasos agigantados. Los ingenieros de todas partes del mundo y sociedades profesionales tales como NACE (Asociación Internacional de Ingenieros de Corrosion) están empezando a cerrar las brechas. Por esta razón el Centro Nacional de Corrosion en la Universidad de RICE, con siglas en ingles NCC por “National Corrosion Center”, fue establecido en al año 2008 para prestar apoyo en estos esfuerzos globales y nuestros socios o miembros les proveemos tecnologías y entrenamiento para mejorar el desempeño profesional, promover la seguridad, ampliar la concientización del público de las contribuciones que ha tenido la industria de corrosión a la sociedad y al medio ambiente.

A través del la investigación competitiva en corrosión y otras tecnologías que tienen el potencial de crear un cambio positivo y disruptivo en la protección de la infraestructura, el NCC se ha comprometido con este reto critico. El objetivo principal del NCC es desarrollar tecnologías de corrosión y entrenamiento que puedan ser utilizadas para proteger la infraestructura de una manera segura protegiendo el medio ambiente.

Existe una demanda crítica de estas tecnologías en todos los niveles en múltiples mercados y en una gran variedad de aplicaciones, incluyendo estudios de evaluación de corrosión, tecnologías de prevención, análisis de seguridad e impactos ambientales a lo largo de todos los sectores. A medida que las calamidades globales causadas por corrosión continúan, es sumamente importante continuar la investigación de nuestra infraestructura para hacerla lo más seguro y lo más amigable ambientalmente del mundo.

Mientras otros han tratado de cerrar brechas con respuestas retoricas, el NCC tiene el enfoque y tecnologías (evaluaciones y prevenciones) que han dado inicio a la misión de seguridad y ambiental. Lo que se requiere actualmente es el apoyo de la industria para desarrollar aún más las tecnologías cambiantes y permitir que las compañías las implementen inmediatamente. Por ejemplo, la masiva fuga de crudo de la tubería de Prudoe Bay causada por corrosión, NCC puede proveer el análisis predictivo de la evaluación de vida remanente y la evaluación de

adecuación para el servicio “fitness-for-service” hasta un punto de precisión que supera los análisis convencionales.

Adicionalmente, existe la tendencia creciente del uso de nanotecnologías en muchas de las industrias que requerirán de mayor precisión y rapidez de análisis que los miembros del NCC pueden proveer. Como resultado, se espera que la demanda de mejores tecnologías y análisis aumente a tevés de los gobiernos locales, estadales y federal en Estados Unidos y el resto del mundo; y por lo tanto conducir el valor del NCC a través de los retos futuros. El objetivo del NCC es ir más allá de las tecnologías de corrosión e identificar, desarrollar y transferir los conocimientos técnicos.

Mientras que la industria es un apoyo crítico, no será liderizado por la industria sino por nuestro directorio independiente de directores consejeros, los cuales proveen servicios y tecnologías que mejoran el desempeño, promueven seguridad, y aumenta la concientización del público sobre la corrosión y la contribución de la industria a la sociedad y el medio ambiente.

El NCC conduce sus programas de investigación durante periodos de participación y proveen a los miembros de habilidades para participar en áreas de investigación y desarrollo identificadas previamente.

Las tecnologías desarrolladas, otros productos que se produzcan y el entrenamiento serán canalizadas al mercado en formas apropiadas y bien definidas, siempre salvaguardando la seguridad y el medio ambiente.

En este sentido consideramos que L AT I N C O R R s e r á n u e s t r a herramienta vital del NCC para comunicar no solo nuestra misión, sino también para los programas futuros al público Latinoamericano y de habla hispana en general y sus mercados; mediante si revista impresa y medio electrónico. En los próximos meses NCC y LATINCORR implementaran nuevos medios electrónicos sociales para alcanzar con información y clases educacionales a todos los profesionales y técnicos que se dedican a la corrosión. Para mayor información pueden accesar a la página w e b d e L a t i n c o r r y / o www.nationalcorrosioncenter.org.

planificación y análisis ambiental y

EMIL PEÑA

actividades de importación y explotación para

energía y medio ambiente integrando la industria privada a la corrosión.

Sr. Peña trabajó en el “U.S. Department of Energy” como “Deputy Assistant Secretary for the Office of Natural Gas and Petroleum Technology, Office of Fossil Energy”. En esta posición era responsable de la administración de programas de investigación y desarrollo,

Emil Peña es el Director Ejecutivo del Centro

los programas de la industria de petróleo y

Nacional de Corrosión en la Universidad de

gas.

RICE. Gerencia programas de la facultad ingeniería e iniciativas focalizadas en la investigación de ciencia de los materiales,

MEJORAS EN LA PRODUCCIÓN BASADO EN LA IMPLEMENTACIÓN DE TPM. PARTE-1 LEANDRO DANIEL TORRES Especialista en Mantenimiento y Productividad Energy Institute - Global Instructor MSc. MBA Eng. Correo: ltorres@energyeducation.org Hoy en día las empresas buscan para ser competitivas bajar los costos de mantenimiento y al mismo tiempo mejorar los índices de disponibilidad de máquina, disminuir los tiempos de Set-Up mejorando la seguridad y medio ambiente.

Para lograr estos objetivos es conveniente introducir las metodologías de TPM y 5S, que veremos a continuación.

Introducción al TPM El TPM es una estrategia compuesta por una serie de actividades ordenadas, que una vez implantadas ayudan a mejorar la competitividad de una organización industrial o de servicios. Se considera como estrategia, ya que ayuda a crear capacidades competitivas a través de la eliminación rigurosa y sistemática de las deficiencias de los sistemas operativos. El TPM permite diferenciar una organización en relación a su competencia debido al impacto en la reducción de los costos, mejora de los tiempos de respuesta, fiabilidad de suministros,

el conocimiento que poseen las personas y la calidad de los productos y servicios finales.

El JIPM (Japan Institute of Plan Maintenace) define el TPM como un sistema orientado a lograr: · Cero accidentes · Cero defectos · Cero perdidas Estas acciones deben conducir a la obtención de productos y servicios de alta calidad, mínimos costos de producción, alta moral en el trabajo y una imagen de empresa excelente. No solo deben participar las áreas productivas, se debe buscar la eficiencia global con la participación de todas las personas de todos los departamentos de la empresa. La obtención de las "cero pérdidas" se debe lograr a través de la promoción de trabajo en grupos pequeños, comprometidos y entrenados para lograr los objetivos personales y de la empresa.

Por lo tanto el objetivo del TPM es maximizar la efectividad total de los sistemas productivos por medio de la eliminación de sus perdidas llevadas a cabo con la participación de todos los empleados.

Mantenimiento Productivo Total es la traducción de TPM (Total Productive Maintenance). El TPM es el sistema japonés de mantenimiento industrial desarrollado a partir

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del concepto de "mantenimiento preventivo" creado en la industria de los Estados Unidos.

Misión del TPM La misión de toda empresa es obtener un rendimiento económico, sin embargo, la misión del TPM es lograr que la empresa obtenga un rendimiento económico CRECIENTE en un ambiente agradable como producto de la interacción del personal con los sistemas, equipos y herramientas.

También tiene como misión mejorar la cultura empresarial a través de la optimización de los recursos humanos y las máquinas, como indica el siguiente cuadro: Beneficios del TPM § Eliminar pérdidas que afectan la productividad de las plantas.

con Harvard University USA. Ingeniero EléctricoElectrónico.

Universidad Católica de Córdoba.

Argentina.

Director de Torres Consulting – Argentina.[

§ Mejora de la fiabilidad y disponibilidad de los equipos. § Reducción de los costos de mantenimiento. § Mejora de la calidad del producto final. § Menor costo financiero por recambios. § Mejora de la tecnología de la empresa. § Aumento de la capacidad de respuesta a los movimientos del mercado. § Crear capacidades competitivas desde la fábrica.

Sobre el Autor: MSc. Leandro Torres: Experto en Mantenimiento y Productividad.

Actualmente Investigador del “Energy Institute of America” Argentina.

25 años de Experiencia Industrial.

Profesor del Instituto Universitario Aeronáutico (IUA). Argentina.

Profesor en el Instituto de Formación Superior RENAULT. Argentina.

Magister en Dirección de Empresas.

Universidad de Córdoba Articulado LATINCORR · 9

METODOLOGÍA PARA EL MANEJO INTEGRAL DE LA CORROSIÓN EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE ALTO VOLTAJE Analista Dirección Gestión Mantenimiento ISA-Colombia jmmaya@isa.com.co

RESUMEN Este trabajo presenta una metodología elaborada con base en el conocimiento del fenómeno de la corrosión, que al aplicarse permite a las empresas reducir el pago de compensaciones por interrupciones en la prestación del servicio, aumentar la confiabilidad de los sistemas y disminuir los costos de operación y reposición de los equipos instalados en zonas con algún grado de agresividad corrosiva.

PALABRAS CLAVES Mantenimiento, Corrosión, Confiabilidad, Compensaciones, Optimización, Costos.

ANTECEDENTES Es común encontrar en los reportes de mantenimiento de las empresas con activos instalados en zonas con algún nivel de agresividad corrosiva, que los componentes metálicos de las líneas de transmisión de energía presentan desgaste por la acción de la corrosión; sin embargo, los informes carecen de un análisis que permita determinar la criticidad y el tiempo en el que se podría presentar la falla del elemento afectado; de conocerse, se podría tomar una acción efectiva ajustada a una condición real del riesgo. El poco conocimiento en el manejo técnico de este fenómeno hace que en algunas empresas se entienda como una situación “normal” la falla de sus activos por el desgaste de componentes atacados por la corrosión y que además se realicen procedimientos de mantenimientos costosos y en ocasiones poco efectivos. Todo lo anterior motivó al Grupo ISA a desarrollar una metodología a la que denominó “Manejo Integral de la Corrosión”, la cual se ha venido implementando hace ocho años en sus filiales con excelentes resultados técnicos y económicos.

DESARROLLO La metodología es simple y se puede implementar en cualquier compañía transportadora o distribuidora de energía realizando las siguientes actividades: 1.

Evaluar la eficacia de las actividades y procedimientos de mantenimiento anticorrosivo existentes.

2.

Definir los criterios de evaluación de condición por corrosión para cada uno de los elementos componentes de las torres.

3.

Capacitar a los técnicos e ingenieros responsables del mantenimiento de las líneas de transmisión de energía en temas de evaluación y control de la corrosión.

4.

Evaluar la condición por

corrosión de los componentes de torre en las líneas de transmisión de energía.

5.

Analizar la información recibida de la evaluación de las líneas.

6.

Programar los mantenimientos por corrosión para el corto y mediano plazo.

7.

Proyectar las inversiones por corrosión en el mediano y el largo plazo.

A continuación se describe con más detalle cada una de las actividades.

1. EVALUACIÓN DE ACTIVIDADES Y P R O C E D I M I E N T O S D E MANTENIMIENTO Algunas empresas transportadoras o distribuidoras de energía realizan actividades de mantenimiento preventivo como estrategia para enfrentar la corrosión en sus activos; sin embargo, debido al poco conocimiento de esta problemática, es común observar como se asignan importantes recursos técnicos y económicos en tareas poco necesarias o sin ofrecer una protección efectiva contra la corrosión, haciendo imperioso realizar la evaluación de las actividades y los procedimientos de mantenimiento existentes.

En este primer paso las compañías deben eliminar los procedimientos inadecuados o incorporar las mejores prácticas para el control de la corrosión.

A continuación se describen como ejemplo, actividades eliminadas de los programas de mantenimiento en algunas filiales del Grupo ISA. ·

Al realizar la evaluación de las

actividades de mantenimiento en una compañía del Grupo Empresarial se encontró una actividad denominada “embreado de patas” realizada en todas las torres de los circuitos cercanos al mar y con la cual se pretendía evitar la penetración de contaminantes corrosivos a las fundaciones de las torres. Esta actividad consistía en aplicar brea fundida en los pedestales de concreto en las cuatro patas de las torres y a los perfiles metálicos hasta un metro arriba del pedestal.

Luego de un análisis técnico se demostró la inoperancia de esta actividad y la ineficacia de la brea ante el tipo de corrosión a evitar. Como consecuencia se decidió eliminar la actividad generando hasta hoy un ahorro de aproximadamente USD 300.000. · La otra actividad encontrada fue la protección anticorrosiva de torres (pintura), en una región con aparente agresividad corrosiva y para la cual se tenía una inversión programada de siete millones de dólares. Se realizó el análisis y se demostró que no era necesario realizar dicha protección en esas torres y se reasignaron los recursos a unas líneas de transmisión con torres ubicadas en una zona con mayor agresividad corrosiva.

Como ya se dijo, también existen actividades a incorporar con ahorros significativos para las compañías, este es el caso de otra filial a la que se recomendó aplicar protección anticorrosiva a más de 200 torres ubicadas muy cerca del mar. Con la incorporación de esta actividad, se logro eliminar por más de 10 años el riesgo de falla de la estructura por corrosión,

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LATINCORR · 13

evitando a la vez una inversión de aproximadamente dos millones de dólares por la reposición de componentes estructurales.

En solo 53 torres de un circuito a 500 kV, fueron recuperados 1043 herrajes, con una inversión de USD 1.172. y su costo a nuevo era de USD 35000.

1. DEFINICIÓN DE CRITERIOS DE CALIFICACIÓN DE CONDICIÓN POR CORROSIÓN Un buen criterio de evaluación de condición por corrosión debe indicar claramente el grado de afectación del elemento y ser de fácil comprensión para el evaluador; adicionalmente, los criterios de calificación deben definirse con base en la expectativa de vida útil remanente de los elementos evaluados.

Fotografía 1. Aplicación de protección anticorrosiva en una torre a 500 kilovoltios con línea energizada.

Otro caso exitoso es la recomendación para incorporar el procedimiento de recuperación de elementos desmontados por corrosión; esta actividad consiste en seleccionar únicamente aquellas piezas con ataque corrosivo superficial, garantizando así que el elemento mantiene todavía las características de resistencia mecánica de diseño.

Fotografía 2. Un herraje antes y después de realizado el tratamiento de recuperación.

Luego de la selección, las piezas son sometidas a un proceso de limpieza y de nuevo son galvanizadas en caliente.

Existen muchas variables a considerar cuando se quiere determinar la vida útil remanente de un elemento atacado por la corrosión atmosférica.

Una manera práctica de hacerlo es recurriendo a los datos históricos de fallas y observando el desgaste físico presente en los elementos fallados.

Por ejemplo, si se tiene un aislador fallado por ataque corrosivo luego de 15 años de servicio y se observa que el punto de falla en el pín ha sufrido un desgastes superior al 75% en su diámetro, se puede afirmar que la vida útil de los aisladores en la torre o sector de línea donde estaba instalado es de aproximadamente 14 años; sin embargo, se debe tener especial cuidado y considerar una falla mucho antes, si hubiese sido exigido por esfuerzos adicionales como los generados por vientos fuertes o las actividades de mantenimiento rutinario.

El criterio aplicado hoy en el Grupo ISA para determinar la expectativa de vida útil remanente en los componentes de torres atacados por corrosión esta basado en la observación y el análisis de muchos componente s fallados; de estos análisis se concluyó Fotografía 3. Herrajes recuperado s y listos para ser reutilizados en las torres.

que el riesgo de falla de los cuerpos cilíndricos afectados por la corrosión es bajo si no se ha perdido más del 20% de su diámetro original y con un desgaste por encima de este porcentaje la posibilidad de falla del elemento es muy alta.

Este criterio aplica para componentes de torre como herrajes, pínes de aisladores, prolongaciones y pernos de escalera entre otros.

Para los perfiles estructurales se aplica el mismo criterio, pero el desgaste del acero se mide en el espesor de las aletas de los perfiles.

Así pues, conociendo el año de instalación del elemento y el desgaste del acero en su cuerpo, se puede estimar la velocidad de corrosión y estimar el tiempo que puede demorar para llegar a los valores definidos como peligrosos.

2.1. Componentes de torre para evaluación de condición por corrosión Al implementar la metodología es importante que cada compañía identifique los elementos críticos en sus torres, son todos aquellos que pueden causar una interrupción en la prestación del servicio al romperse por el ataque de la corrosión.

El siguiente esquema muestra algunos de los elementos o conjunto de elementos en una línea de transmisión de energía a los que se debe evaluar su condición cuando son atacados por la corrosión.

¿Conoce usted la tensión admisible de flexión de 16" tubos de acero estándar con 1 / 4" de espesor?

Ellos saben, y todos tienen la misma respuesta.

PIPELINE TOOLBOX Uno de los retos más grandes que tiene la industria de petróleo y gas hoy en día, es controlar los costos de operación y mantenimiento. Para alcanzar este reto las compañías de tuberías están constantemente buscando vías para encontrar la eficiencia, mejorar la productividad y estandarizar sus operaciones.

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Fig. 1. Componentes de torre para evaluación de condición por corrosión El color rojo identifica los elementos que al fallar pueden producir la interrupción en el servicio de transporte de energía.

2.2. Criterios de calificación Como ya se dijo, el criterio de calificación debe indicar claramente las características físicas del desgaste por corrosión en el elemento; una buena estrategia que facilita la capacitación del personal evaluador es la utilización de una breve descripción de la apariencia física del ataque corrosivo, acompañado de patrones fotográficos como el presentado a continuación y que es el utilizado en el Grupo ISA para la evaluación de la condición de los pínes de los aisladores de vidrio y porcelana instalados en zonas con alto nivel de corrosión.

2.2.1. Corrosión Grado 1.

En atmósferas costeras se caracteriza por que los cuerpos metálicos cilíndricos presentan un color beige en toda la superficie; también pueden presentar oxidos de hierro en forma de puntos pequeños de color café rojizo, la cara opuesta a los vientos predominantes puede presentar muy poca afectación del recubrimiento de Cinc. En atmósferas industriales se caracteriza por presentar un color café oscuro en toda la superficie del elemento. La característica principal de este grado de corrosión es que aún cuando se ha perdido parcial o totalmente el recubrimiento de Cinc, el desgaste del acero es mínimo.

2.2.2. Corrosión Grado 2.

Estos elementos presentan un color café oscuro generalizado en las superficies de las caras mas afectadas y en algunos casos, óxidos de forma laminar (exfoliación), con un desgaste hasta del 20% en el diámetro original. La cara opuesta a los vientos predominantes en los cuerpos cilíndricos puede presentar muy poca afectación del recubrimiento de Cinc o un color beige, con puntos pequeños de oxidos de hierro.

2.2.3. Corrosión Grado 3.

Este es el grado de corrosión más crítico a encontrar en los elementos cilíndricos, presenta desgaste severo del acero y productos de corrosión localizada o en forma circular, en algunos casos, la cara más afectada presenta un desgaste lateral superior al 20% en el diámetro original.

Estos elementos han perdido en gran medida las características de resistencia mecánica originales y deben ser sustituidos lo más pronto posible.

Fotografía 6. Pín de aislador “Grado 3” de corrosión El criterio de tres grados de corrosión se puede aplicar en otros componentes de las torres como la estructura, tornillería, herrajes, etc.Y Fotografía 4. Pín de aislador “Grado 1” de corrosión.

Continua Pag. 40

LATINCORR · 17

EVALUACIÓN DE PRODUCTOS DE CORROSIÓN DE SULFUROS DE HIERRO GENERADOS POR BACTERIAS SULFATO-REDUCTORA destacan la Difracción de Rayos-X (XRD) y la Espectroscopía Fotoelectrónica de Rayos-X (XPS), las cuales fueron empleadas en esta investigación para caracterizar los sulfuros de hierro generados sobre acero al carbono, en diferentes tiempos de exposición a una cepa pura de SRB denominada Desulfovibrio desulfuricans sub. desulfuricans, y correlacionarlos con el contaje planctónico y sésil, la pérdida de peso y la morfología de ataque. En principio fue necesario estandarizar un procedimiento de preservación de los sulfuros generados, determinando que la Glicerina es el mejor agente preservante. Los resultados usando XRD indicaron que, bajo las condiciones de estudio, la Mackinawita predomina sobre los otros compuestos de sulfuro de hierro; lo cual fue confirmado usando XPS, ya que los monosulfuros predominaron sobre los disulfuros. La correlación entre todas las variables medidas demostró que la Mackinawita formada bióticamente no protege al hierro; debido a que la corrosión localizada se incrementó con el tiempo de exposición.

Palabras Clave: Corrosión Inducida Microbiológicamente, Bacterias SulfatoReductoras, Sulfuros de Hierro, Difracción de Rayos-X, Espectroscopía Fotoelectrónica de Rayos-X. Matilde F. de Romero1 *, Lisseth Ocando1, Angeire Huggins1, José A. Henao2, Jines Contreras3, Miguel A. Ramos4, Juan C. De Jesús5 e Ismael González5. mati1956@cantv.net 1Centro de Estudios de Corrosión (CEC) -Universidad del Zulia (LUZ).2Laboratorio de Difracción de RayosX - Universidad Industrial de Santander (UIS).3Laboratorio de Cristalografía Universidad de Los Andes (ULA).4Instituto Zuliano de Investigaciones Tecnológicas (INZIT).5Laboratorio de Análisis Superficial PDVSA INTEVEP.

Resumen Los avances en el entendimiento del fenómeno de la Corrosión Inducida Microbiológicamente por Bacterias Sulfato-Reductoras, han sido posibles gracias al uso de técnicas de análisis superficial que permiten determinar parámetros claves asociados al mecanismo de acción de estas bacterias. Entre estas técnicas se 18 · LATINCORR

Introducción Los estudios sobre Corrosión Inducida Microbiológicamente (MIC) por Bacterias Sulfato-Reductoras (SRB) bajo condiciones de anaerobiosis se han incrementado, últimamente; debido a los grandes problemas que envuelve este fenómeno, principalmente para las industrias petroleras encargadas de la extracción del crudo donde se han reportado fallas de equipos y tuberías tanto interna como externamente [1].

Los productos de corrosión predominantes en este fenómeno de corrosión son los sulfuros de hierro, los cuales deben ser caracterizados adecuadamente; ya que dependiendo de su estabilidad y adherencia pudieran o no proteger al metal de la corrosión.

El proceso de formación y alteración de sulfuros, generalmente sigue el principio de “Ostwald” [2], el cual establece que

los compuestos menos estables, y generalmente los sulfuros pobres, son precursores para la formación de compuestos finales más estables. Por otra parte se deben tomar en cuenta aspectos tales como pH, oxígeno disuelto y niveles de sulfuros, entre otros. Se ha determinado, que los productos de sulfuro de hierro predominantes en este proceso son la Mackinawita y la Pirita, principalmente; aunque dependiendo de los procesos de sulfidación u oxidación pueden aparecer también la Greigita, la Esmitita, la Pirrotita, entre otros [3]. La Mackinawita es un sulfuro de hierro cuya fórmula química es Fe1+xS, donde x puede variar entre 0 y 0,11. Se ha reportado que en ambientes anóxicos, el crecimiento de sulfuros de hierro inicialmente se da por la aparición de zonas en forma de parches compuestos por Mackinawita, en cuyos bordes se generan picaduras que posteriormente crecen debajo de las zonas antes mencionadas. Asimismo, se ha observado que la Mackinawita, la cual precipita a valores de pH comprendidos entre 6 y 8, está conformada por dos fases con tamaño de cristal diferente y que a medida que envejece el precipitado la fase menos cristalina disminuye [4].

Estudios realizados sobre las propiedades de la Mackinawita en medios agrios [5], reportan que la Mackinawita es un producto de corrosión común, siendo difícil su diferenciación de la Pirrotita y otras formas de sulfuro. De hecho, no existe una técnica aplicable a nivel de campo que pueda diferenciarla, debido a su carácter ferromagnético; mientras que a nivel de laboratorio la única forma positiva de hacerlo es mediante XRD, a pesar de que la captura de su patrón de difracción se dificulta en muchos sistemas computarizados, siendo a veces necesaria la interpretación manual de la curva de difracción. Las razones de esto pueden ser su bajo ángulo de difracción del pico principal (17,6°) cuando se utiliza una fuente de rayos Cu Kα y que ella se forma como una película muy fina con granos extremadamente finos, los cuales tienden a producir en los parones de

difracción picos anchos y planos, en lugar de altos y definidos, que pueden llegar a enmascarase con el patrón o señales de ruido. Neal y Col. en el 2001 [6] determinaron la presencia de Pirrotita hexagonal, mediante la aplicación de XRD a los precipitados obtenidos sobre una muestra de Hematita (Fe2O3), después de 3 meses de ensayo en un cultivo bacteriano de SRB compuesto de dos cepas de Desulfovibrio desulfuricans. A los 17 días de exposición solamente pudieron observar picos anchos en ángulos bajos, lo cual interpretaron como material amorfo. Varios autores [6,7] han reportado que la Pirita reemplaza a la Mackinawita por reacción entre FeS y S8º o Sn=, siguiendo la ruta: amorfo FeS → Mackinawita → Greigita → Pirita. Estudios previos habían reportado poca o ninguna formación de Pirita en cultivos de SRB, a pesar de la presencia de su precursor FeS; no obstante, una excepción fue descrita por Donald y Southan en 1999, quienes reportaron que la formación de la Pirita a partir del FeS es acelerada en presencia de SRB; debido a su nucleación en la superficie interna y externa de la célula bacteriana.

Videla y Col. en el 2002 [8] mediante análisis químicos y estructurales de películas de sulfuros formadas biótica y abióticamente, realizados a través de las técnicas de XRD y XPS, demostraron que las películas están formadas por Mackinawita (FeS) y Pirita (FeS2). Sin embargo, en la película de sulfuro biogénica la especie predominante fue FeS mientras que en la película abiótica predominó el FeS2.

Tributsch y Col. en 1998 [9], reportaron que la energía libre de los sulfuros formados en la interfase actúan como fuerza termodinámica impulsora para el ciclo de la corrosión bacteriana, teniendo alto impacto sobre parámetros como los potenciales a circuito abierto y la velocidad de corrosión.

En estudios anteriores a esta investigación [3], usando XRD, potencial en circuito abierto y permeación de hidrógeneo, se determinó que en presencia de 200 ppm de iones Fe++ había una evolución de la mackinawita con el tiempo a compuestos un poco más estables como la pirita, pero esta a su vez se reduce de nuevo a Mackinawita por bajo pH en la interfase metal solución [10]. También pareciera haber una sulfidación de la Mackinawita a otros compuestos de sulfuro de hierro; no obstante, por la baja definición de

los picos de difracción, se realizó esta investigación empleando las técnicas de XRD y XPS para comparar y evaluar mejor las características de los productos de corrosión generados con el tiempo, sobre acero al carbono por la acción corrosiva de la bacteria Desulfovibrio desulfuricans; determinando así la posible transformación cristalina con el tiempo y esclarecer un poco más los hechos sobre la acción mecanística de estas bacterias.

Neal y Col. en el 2001 [6] determinaron la presencia de Pirrotita hexagonal, mediante la aplicación de XRD a los precipitados obtenidos sobre una muestra de Hematita (Fe2O3), después de 3 meses de ensayo en un cultivo bacteriano de SRB compuesto de dos cepas de Desulfovibrio desulfuricans. A los 17 días de exposición solamente pudieron observar picos anchos en ángulos bajos, lo cual interpretaron como material amorfo. Varios autores [6,7] han reportado que la Pirita reemplaza a la Mackinawita por reacción entre FeS y S8º o Sn=, siguiendo la ruta: amorfo FeS → Mackinawita → Greigita → Pirita.

Estudios previos habían reportado poca o ninguna formación de Pirita en cultivos de SRB, a pesar de la presencia de su precursor FeS; no obstante, una excepción fue descrita por Donald y Southan en 1999, quienes reportaron que la formación de la Pirita a partir del FeS es acelerada en presencia de SRB; debido a su nucleación en la superficie interna y externa de la célula bacteriana.

Videla y Col. en el 2002 [8] mediante análisis químicos y estructurales de películas de sulfuros formadas biótica y abióticamente, realizados a través de las técnicas de XRD y XPS, demostraron que las películas están formadas por Mackinawita (FeS) y Pirita (FeS2). Sin embargo, en la película de sulfuro biogénica la especie predominante fue FeS mientras que en la película abiótica predominó el FeS2.

Tributsch y Col. en 1998 [9], reportaron que la energía libre de los sulfuros formados en la interfase actúan como fuerza termodinámica impulsora para el ciclo de la corrosión bacteriana, teniendo alto impacto sobre parámetros como los potenciales a circuito abierto y la velocidad de corrosión.

En estudios anteriores a esta investigación [3], usando XRD, potencial en circuito abierto y permeación de hidrógeneo, se determinó que en

presencia de 200 ppm de iones Fe++ había una evolución de la mackinawita con el tiempo a compuestos un poco más estables como la pirita, pero esta a su vez se reduce de nuevo a Mackinawita por bajo pH en la interfase metal solución [10]. También pareciera haber una sulfidación de la Mackinawita a otros compuestos de sulfuro de hierro; no obstante, por la baja definición de los picos de difracción, se realizó esta investigación empleando las técnicas de XRD y XPS para comparar y evaluar mejor las características de los productos de corrosión generados con el tiempo, sobre acero al carbono por la acción corrosiva de la bacteria Desulfovibrio desulfuricans; determinando así la posible transformación cristalina con el tiempo y esclarecer un poco más los hechos sobre la acción mecanística de estas bacterias.

Materiales y Métodos Microorganismos y Medio de cultivo En esta investigación se usó la cepa Desulfovibrio desulfuricans subespecie desulfuricans, identificada como ATCC 7757, para inducir la corrosión microbiológica de láminas de acero al carbono y evaluar, posteriormente, los sulfuros de hierro formados durante dicho proceso. La cepa fue inoculada en el medio de cultivo identificado como ATCC 1249 [11].La determinación del número de bacterias sésiles presentes en la lámina en cada tiempo de evaluación se realizó mediante el desprendimiento de la biopelícula, a través de un desmembrador ultrasónico, en un Búfer Fosfato Salino anaeróbico (PBS) [12].

Materiales y Experimentos Se utilizaron láminas de acero al carbono AISI 1010 de 4,3 cm de alto, 2,5 cm de ancho y 0,1 cm de espesor (área total: 21,5 cm2), para las muestras analizadas por la técnica de XRD. Por otra parte, se usaron láminas del mismo material con dimensiones de 1 cm de ancho, 1,5 cm de alto y 0,1 cm de espesor, para la aplicación de la técnica de XPS. Las láminas fueron preparadas según la norma ASTM G1-03 [13]. Para el estudio “ex situ” de los productos de sulfuros de hierro, fue importante elaborar un procedimiento para la manipulación de las muestras altamente susceptibles a la oxidación, para lo cual se usaron distintas sustancias orgánicas que permitieran preservar las muestras sin alterar los resultados de los análisis por XRD y XPS de las mismas; tales como

LATINCORR · 19

Parafina y Glicerina. Cabe destacar, los resultados de los análisis antes mencionados se complementaron con datos de contaje bacteriano sésil y planctónico, mediciones de pérdida de peso y morfología de ataque, lo cual permitió establecer una correlación entre los resultados.

Análisis a través de XRD Para el análisis de sulfuros de hierro mediante la técnica de XRD se usaron tres equipos de difracción distintos: 1. D8FOCUS de BRUKER. Los parámetros utilizados son los siguientes: CuKα1, 40 KV, 40 mA y barrido angular de 2θ desde 10° hasta 70°.

2. D/MAXIIIB de RIGAKU. Los parámetros utilizados son los siguientes: CuKα1, 40 KV, 35 mA y barrido angular de 2θ desde 10° hasta 70°.

3. Equipo con goniómetro Phillips PW1205/25 repotenciado por la compañía Crystal Logic. Los parámetros utilizados son los siguientes: CuKα y barrido de 2θ desde 10° hasta 70°.

Los análisis se realizaron directamente sobre las láminas de acero al carbono expuestas al ataque bacteriano

apropiadamente preservadas. El análisis cualitativo de las fases presentes en la muestra se realizó mediante la comparación del patrón de difracción observado experimentalmente con los reportados en la base de datos PDF-2 del International Centre for Diffraction Data (ICDD) [14].

Análisis a través de XPS Para los análisis de XPS se usó el equipo Leybold Analizador Specs GmbH. Modelo Phoibos 150, con radiación no-monocromatizada provista por un ánodo de Al (1486.6eV) operado a aproximadamente 300 W. Se utilizó una energía de paso (pass energy) del analizador de 50 eV y el procesamiento de los espectros se operó empleando software comercial CASA XPS. Morfología de ataque por microscopía óptica El ataque generado de la cepa Desulfovibrio desulfuricans sobre las láminas de acero al carbono se estudió a través de un microscopio óptico de luz

invertida Olympus CK40M. Resultados y Discusión Preservación de productos de sulfuros de hierro generados anaeróbicamente sobre acero al carbono por acción de la bacteria Desulfovibrio desulfuricans.

Los resultados usando Parafina indicaron que aún cuando las señales del hierro permanecieron inalteradas, la Parafina presenta una banda ancha entre 10 y 22° de 2θ ka, lo cual oculta las señales de los sulfuros de hierro de interés, tal como la Mackinawita que casualmente posee un pico en este rango [3] (Figura 1: a y c). Por lo tanto, se inició la búsqueda de un nuevo agente preservante que tuviera las mismas características que la Parafina y no propiciara un enmascaramiento de señales de interés. Se evaluó la Glicerina ya que es viscosa y permite la formación de películas sobre las láminas extraídas de los reactores, resultando que la misma no genera cambios apreciables con respecto al patrón obtenido para la lámina de acero al carbono (Figura 1 b); lo cual se atribuye a la diferencia entre sus enlaces covalente y covalente polar

Stand N# T2

[15]. Entonces, debido a que las señales del hierro (44,5o y 66,7o) reportadas en la tarjeta PDF-2 No. 01071-4648 y la radiación de fondo del difractograma registrado para la lámina de acero al carbono no se vieron afectadas por la presencia de la Glicerina, se determinó que el uso de esta última era adecuado para la preservación de los productos formados sobre láminas del mismo material por acción de las SRB.

Figura 1. Evaluación de agentes preservantes de productos de sulfuros de hierro.

Identificación de productos de corrosión de Sulfuros de Hierro generados sobre láminas de acero al carbono, por la actividad metabólica de las SRB a diferentes tiempos de exposición Identificación con XRD Los resultados para los tiempos correspondientes a 3 y 6 horas de exposición (Figura 2), demostraron un ligero levantamiento de la señal en valores cercanos a 20° de 2θ. Esto puede ser indicativo de sulfuros de hierro conformados por cristales pequeños que emiten señales anchas y de poca intensidad como se reporta en la literatura [5,6]. Este sulfuro, muy probablemente, es la Mackinawita (FeS), ya que en la mayoría de las investigaciones asociadas a estos compuestos se establece que es el primero en formarse.

Figura 2. Resultados de XRD para láminas de acero al carbono expuestas a las SRB por 3, 6, 9, 12, 15, 18, 21 y 24 horas.

Los resultados para las muestras de 9, 12, 15, 18, 21 y 24 horas de exposición, nuevamente demostraron un levantamiento de la señal en valores bajos de 2θ. Esta señal se detectó con mayor intensidad a mayores tiempo de exposición; lo cual se asocia de nuevo a la presencia de la fase Mackinawita, la cual, por efectos de la actividad metabólica de las SRB y las

condiciones favorables dentro del reactor, está conformada por mayor cantidad de planos difractantes, así como mayor ordenamiento de estos dentro del producto, detectándose con mayor intensidad y definición, lo cual implica una mayor proporción en el crecimiento de los cristales correspondientes a esta fase.

Posteriormente, el análisis se extendió para tiempos de exposición mayores a 24 horas. Al analizar la muestra de 2 días de exposición (Figura 3), el difractograma presentó de nuevo los picos o bandas anchas de Mackinawita, pero ahora más definidos por el uso de un monocromador que aumenta la relación señal/ruido. Se observan claramente picos o bandas a valores de 17,068°, 30,094° y 38,989°. Esto puede indicar que a tiempos mayores de 1 día, se favorece el crecimiento de los cristales debido a que existen suficientes iones ferrosos, Htiempos mayores de 1 día, se favorece el crecimiento de los cristales debido a que existen suficientes iones ferrosos, Htiempos mayores de 1 día, se favorece el crecimiento de los cristales debido a que existen suficientes iones ferrosos, H. El difractograma correspondiente a los 10 días de exposición (Figura 3) fue muy parecido al obtenido para la muestra de 5 días, pero en este caso las bandas o picos de Mackinawita fueron más intensas e incluso en valores cercanos al pico ubicado a 50,453°. Específicamente a 53,031°, se observó un nuevo pico correspondiente a la fase Mackinawita. Este nuevo pico es producto de un nuevo plano cristalográfico formado dentro del arreglo atómico de los cristales de Mackinawita, como consecuencia de la mayor disponibilidad de iones ferrosos provenientes de la disolución del acero; acelerada por la formación de celdas galvánicas al desprenderse la Mackinawita la cual es poco adherente y no protectora [3].

El análisis correspondiente a la muestra de 40 días de exposición (Figura 3) nuevamente confirmó la presencia de Mackinawita. Los picos se observaron con mayor definición, probablemente debido a que hay mayor cantidad de iones ferrosos y H2S formando planos de difracción, aumentando la concentración de estos y por ende su intensidad.

A los 80 días de exposición (Figura 4), la fase predominante continúa siendo la Mackinawita. Cabe destacar que no se detectaron otras fases cristalinas, lo 22 · LATINCORR

cual puede deberse a que las señales emitidas por otros sulfuros presentes no tienen la intensidad suficiente para destacar ante las señales de la Mackinawita. De acuerdo con estos resultados puede decirse que la fase cristalina Mackinawita, se determinó como producto principal de la corrosión del acero al carbono inducida microbiológicamente por la cepa D. desulfuricans en un medio rico en iones ferrosos; lo cual concuerda con las conclusiones a las que llegó Wang [16] al trabajar con agua de mar modificada con nutrientes como medio de cultivo para SRB a las cuales estuvo expuesto el acero 10CrMoAl y donde se identificó, a través de XRD, a la Mackinawita como producto en mayor proporción.

exposición debidamente preservada con Glicerina (Figura 5). Al realizar la deconvolución de picos de la región S 2p, se observó en la muestra no preservada, aparte de los picos característicos de monosulfuros y disulfuros, un pico correspondiente a sulfito el cual implica, directamente, la oxidación de la muestra. No obstante, en la muestra preservada se pudieron identificar los picos de monosulfuros y disulfuros tal como lo hicieron Neal y Col. [6], pero no el del sulfito.

Figura 4. Resultados de Difracción de Rayos-X para la muestra de 80 días de exposición.

Figura 3. Resultados de XRD para muestras de 2, 5, 10 y 40 días de exposición.

Cabe destacar que Benning [17], establece que la Mackinawita en soluciones con sulfuros y a bajas temperaturas puede ser estable por un período de hasta 4 meses. Esto pudiese explicar el por qué, aún cuando el tiempo de exposición fue largo, la Mackinawita, que es un producto no protector, sigue presente como producto de corrosión principal del acero en presencia de SRB. Los resultados obtenidos para esta parte de la investigación concuerdan con lo establecido por F. de Romero [3], donde establece que ocurre una transformación de productos más estables como la Pirita a otros menos estables, Mackinawita en este caso, la cual no provee protección al acero por ser poroso, poco adherente e induce al ataque localizado por efecto galvánico.

Identificación con XPS Con esta técnica también se estudió el efecto de la Glicerina como agente preservante. Para ello, se compararon los resultados para una muestra 10 días de exposición sin preservar, con una muestra del mismo tiempo de

Figura 5. Comparación de resultados de XPS para una muestra de 10 días sin preservar y una de 10 días preservada con Glicerina.

Los análisis de las muestras de 5, 10, 15 y 20 días, en la región S 2p (Figura 6), evidenciaron la presencia de monosulfuros, principalmente a 160 eV, y disulfuros a 162 eV, solapándose, probablemente, con el pico de monosulfuros en todas las muestras.

Por otro lado, en la Tabla 1 se reportan los valores porcentuales de hierro (Fe) y azufre (S) obtenidos en cada tiempo de exposición. Al analizar los porcentajes de sulfuros con respecto al tiempo, se puede observar cómo, a medida que disminuye la cantidad de monosulfuros, el porcentaje de disulfuros aumenta estando siempre los monosulfuros en mayor proporción. Y

Continua Pag. 36

EL ROL DE LA INSPECCIÓN EN PROYECTOS EXISTOSOS DE RECUBRIMIENTOS PROTECTORES (PARTE 1)

1.INTRODUCCIÓN La inspección de recubrimientos es una actividad que en muchos países de Latinoamérica no se ha terminado de implementar, debido a una serie de factores que no serán discutidos aquí.

Este artículo pretende demostrar los beneficios de la implementación de un programa de control de calidad durante la ejecución de los trabajos de preparación de la superficie y aplicación de los recubrimientos, dar referencias de los costos asociados a este programa y así como romper algunas creencias y paradigmas arraigados en el mercado, que han impedido o retrasado el avance de esta metodología. Como parte final de este trabajo, se darán algunos ejemplos de casos reales, donde la inspección de recubrimientos hubiera podido evitar costosas fallas en el sistema de protección.

2.REALIDADES ACTUALES DE LA INDUSTRIA Los recubrimientos protectores juegan un papel sumamente importante en la protección de estructuras, principalmente aquellas ubicadas en instalaciones industriales y marinas, debido a los procesos corrosivos asociados a las mismas. A pesar de que los costos relacionados a la inversión inicial en recubrimientos se estiman entre 1 y 3% del monto total de un proyecto de construcción nueva, los beneficios que estos ofrecen a lo largo de la vida útil de las estructuras sobre pasan con creces la cantidad invertida en los mismos. Al final de cuentas, los recubrimientos protectores brindan la primera, y a veces la única, línea de defensa en la protección de la inversión durante muchos años; adicionalmente, para poder mantener dichas estructuras a lo largo del tiempo, en la mayoría de los casos se tiene que recurrir sólo a este método de control de la corrosión.

Los recubrimientos protectores muchas veces representan la imagen corporativa de la empresa. No es poco común ver cómo muchas compañías colocan sus colores y logotipo en un lugar plenamente visible al público en

general. Si las pinturas utilizadas para esto se degradan a corto plazo, se desprenden o presentan cualquier otro tipo de falla claramente visible, esto se verá reflejado directamente en la imagen de dicha empresa, muy posiblemente afectando sus ventas. ¿A quién le gustaría montarse en un crucero para pasar las vacaciones de su vida, pagando sustanciales cantidades de dinero por persona, cuando la embarcación presenta corrosión en todo el casco y la superestructura? O ¿quién compraría alimentos o bebidas de una empresa cuyas estructuras que están a la vista pública presentan diversos grados de corrosión y/o fallas en sus recubrimientos?

Al momento de hacer la compra de las pinturas y servicios relacionados a la preparación de la superficie y aplicación de los materiales, muy pocas veces se piensa en la posibilidad de que algo salga mal, que pudiera afectar la estructuras, equipos, procesos o los materiales / productos que maneja la empresa. El comprador muchas veces adquiere estos materiales y servicios basado en el menor precio; de igual forma, es común que la selección de los materiales requeridos la haga basado en las recomendaciones de los fabricantes de pinturas o, como sucede a menudo, de lo que le indica el mismo contratista. En raras ocasiones, la empresa indagará sobre cuál es el máximo tiempo que debería durar su inversión y qué pasos tiene que seguir para maximizar la misma; tareas importantes en la implementación de un programa de recubrimientos.

La verdad del asunto es que, producto de una diversidad de factores, los recubrimientos fallan, a menudo de forma prematura, es decir, antes de cumplir su vida útil. Las consecuencias de estas fallas pueden ser tan diversas como los tipos de recubrimientos que existen. En el mejor de los casos, causarán un problema estético que posiblemente sea corregido antes de que la estructura se vea atacada de manera severa. En los casos más severos, las fallas en los recubrimientos pueden provocar problemas serios de corrosión, que afectarán la integridad de

las estructuras y equipos, pudiendo causar colapsos, rupturas y fallas severas que afectarán los procesos, la pureza del material almacenado, poniendo en riesgo vidas humanas y el ambiente.

Por esta razón y como mencionamos anteriormente, los recubrimientos protectores representan la primera línea de defensa en la lucha contra la corrosión, y a veces la única; escatimar en este esfuerzo implica restarle protección a un valioso equipo o estructura. Una empresa con un programa de recubrimientos exitoso implementará programas de mantenimiento continuo, atacando problemas de corrosión antes de que abarquen un área considerable de la estructura (mayor al 10% de la misma), o antes de que su integridad o la del material almacenado se vean afectadas.

Además del mantenimiento continuo, la implementación de un programa de recubrimientos implica la búsqueda de nuevos materiales y la aplicación de técnicas, como el control y aseguramiento de la calidad durante los trabajos, con el fin de alargar los periodos de mantenimiento, ahorrar recursos y, de esta manera, preservando las estructuras y equipos en el tiempo.

3.EL ROL DEL INSPECTOR DE RECUBRIMIENTOS La visión de las responsabilidades de un inspector de recubrimientos en un proyecto varían entre los diferentes contratantes, tales como el representante del dueño de una empresa (comúnmente personal de ingeniería, proyectos o mantenimiento), un contratista o un fabricante de recubrimientos, entre otros. Por este y otros motivos, NACE International implementó un programa de certificación de inspectores de recubrimientos que ya cuenta con más de 25 años en el mercado y que ha obtenido una gran aceptación a nivel mundial. En este programa se define la labor del inspector como la de un “técnico de control de calidad”, cuyas principales responsabilidades en el proyecto son las de observar, documentar y reportar todo lo acontecido en el mismo.

Para asegurar el éxito de un proyecto de recubrimientos, se deben cumplir con ciertos pasos, todos de igual importancia: ·Elaborar una especificación precisa,

que indique claramente los requerimientos del proyecto, tanto de los materiales como del método de ejecución de los trabajos. ·Seleccionar los recubrimientos que proporcionen la mejor protección a la estructura o equipo. ·Seleccionar una empresa contratista con experiencia probada, que cuente con los equipos necesarios para preparar la superficie y aplicar los recubrimientos de la forma como está descrita en la especificación. ·Implementar un programa de control de calidad que asegure y deje la evidencia de que los trabajos se realizaron según lo especificado.

La principal responsabilidad del inspector de recubrimientos es hacer cumplir la especificación del proyecto; esto lo logrará aplicando técnicas de inspección, así como la correcta implementación de los métodos de ensayo referenciados, el uso apropiado de los instrumentos de inspección y el llenado adecuado de los reportes de control de calidad que dejarán evidencia de las actividades realizadas. El inspector de recubrimientos no es un “policía”, como en alguna ocasión nos han llamado, sino más bien una parte de un equipo de trabajo, encargada de llevar a cabo las tareas de control y/o aseguramiento de la calidad.

4.RESPONSABILIDADES DEL INSPECTOR Como hemos venido diciendo, las tareas del inspector de recubrimientos dentro de un proyecto son muy diversas y variadas. Estas empiezan antes de que comiencen las actividades del contratista. A continuación hacemos un resumen de estas: ·Antes de que Comience el Proyecto –Obtener, leer y comprender las especificaciones –Hacer un recorrido por el área de trabajo (cuando es posible) – esto es de valiosa ayuda para determinar zonas que no han sido cubiertas por la especificación u otras áreas de posibles conflictos –Asistir a una reunión previa – donde se discutirán las especificaciones y, entre otras cosas, se determinará la autoridad y responsabilidades del inspector –Contar con todas las normas referenciadas en la especificación (última versión o la indicada en dicho documento) y contar con todos los instrumentos de inspección, en perfecto estado de funcionamiento y con su respectivo certificado de calibración vigente

·Antes de la Preparación de la Superficie –Verificación de la pureza del abrasivo, inspeccionando en busca de aceite, sales, turbidez, entre otros –Verificación de la pureza del aire comprimido –Verificación del tipo de abrasivo y granulometría ·Después de la Preparación de la Superficie –Verificación del grado de limpieza alcanzado –Verificación del perfil de anclaje obtenido –Verificación de los residuos de abrasivos en el sustrato –Medición de las condiciones ambientales y determinación si se puede continuar con el pintado ·Antes de la Aplicación de los Recubrimientos – Verificación de las condiciones de almacenamiento de las pinturas y los equipos que utilizará el contratista para la aplicación –Verificación de las condiciones de los materiales –Observar las condiciones de mezclado de los componentes por separado –Observar la preparación de materiales de doble componente y registro del material y cantidad utilizada en la dilución del recubrimiento –Medición de las condiciones ambientales antes, durante y después de la aplicación ·Después de la Aplicación –Inspección visual –Medición de espesores de película seca –Verificar que se cumplan los tiempos establecidos por el fabricante del producto antes de proceder a la aplicación de una nueva capa de recubrimiento Todas estas actividades deben ser debidamente documentadas, en reportes definidos, y muchas veces se pide que estos sean entregados de forma diaria o semanalmente.

A diferencia de otras disciplinas de inspección, como los ensayos no destructivos o la evaluación de condiciones de un sistema de Protección Catódica. El actuar diario del inspector de recubrimientos involucra la interacción con los demás miembros del equipo de trabajo, particularmente el personal del contratista; muchas veces estas

personas tienen motivaciones y visiones diferentes del proyecto, por lo que en cada una de las actividades arriba descritas existe la posibilidad de conflicto. Esto por sí solo hace “interesante” el trabajo diario del inspector y, en estos casos, su responsabilidad es resolver los mismos y no dejar que el proyecto se estanque o que se pierda la comunicación a tal punto que cada quien esté trabajando por su lado y no como un equipo de trabajo.

Otras actividades que se le puede pedir al inspector que haga durante el proyecto son: ·Efectuar otros ensayos de inspección, tales como: Detección de holidays, evaluaciones de dureza o curado, ensayos de adhesión, entre otros. ·Verificar trabajos correctivos en las zonas donde se hayan encontrado defectos o no conformidades. ·Comparar el plan de trabajo entregado por el contratista con el avance real de la obra. ·Llevar inventarios del material consumido y comparar las cantidades remanentes con el área que aún falta por pintar (esto adquiere una especial relevancia durante los trabajos en plataformas marinas u otras zonas donde no hay posibilidades de reponer los inventarios con la rapidez como muchas veces se requiere). ·Verificar la limpieza del área de trabajo una vez se terminen las labores diarias. ·Preparar otros reportes de inspección según los requerimientos del proyecto.

En la siguiente entrega hablaremos sobre los costos asociados a la actividad de la inspección de recubrimientos y analizaremos algunos casos reales, donde las fallas ocurridas se han podido evitar habiendo implementado el control de calidad durante los trabajos.

El Autor: JOSÉ A. PADILLA Inspector de Recubrimientos Certificado por NACE – Nivel 3 desde 1.993 e instructor del programa de certificación de inspectores de recubrimientos de NACE desde 2002. 24 años de experiencia en el área de los recubrimientos industriales y marinos y 22 como miembro activo de NACE. Actualmente se desempeña como Gerente de Proyectos de la empresa Corrosión y Protección Ingeniería, S.C., México.[ LATINCORR · 25

2010 LATINCORR El VII Congreso Latinoamericano de Corrosión LATINCORR 2010 se llevo a cabo en la ciudad de Quito desde el 31 de Agosto al 3 de Septiembre del 2010. Durante estos cuatro días en la ciudad de Quito se reunieron profesionales de toda América y varios países de Europa, que están involucrados en el control de la corrosión en todo tipo de industria, además de proveedores de productos y Ecuador, Colombia, Argentina y Brasil servicios, investigadores, académicos, estudiantes, entre otros.

En total fueron 290 asistentes que llegaron de todo el mundo para actualizar sus conocimientos en técnicas y productos que detengan la corrosión; de igual forma hubo 32 expositores con stands.

El congreso se dividió de la siguiente manera: Una muestra empresarial en donde los proveedores pudieron exponer los productos y servicios que permiten el monitoreo y control de corrosión.

130 presentaciones técnicas en donde los profesionales vinculados al control de corrosión industrial pudieron compartir su experiencias ya sea en el campo operativo como investigativo.

MARIACHIS, Cortesía de Corrosion y Protección de México

5 presentaciones magistrales para lo cual se invitó a profesionales destacados para exponer sobre aspectos relevantes de la industria.

En el Ecuador, el congreso tuvo el apoyo incondicional de OCP Ecuador S.A. empresa que fue anfitriona del evento y que ha venido participando y apoyando desde que se creó NACE Ecuador en el año 2003.

Contó además con el apoyo del Gobierno nacional a través del Ministerio de Recursos naturales no renovables y el ministerio del Ambiente y con el apoyo de la Alcaldía metropolitana de la ciudad de Quito.

En la organización y desarrollo del congreso estuvieron involucradas 120 personas.

EXHIBICIONES

Este evento marcó un hito en la industria ecuatoriana y fue el marco ideal para aumentar el compromiso de los profesionales ecuatorianos en cuanto al control de la corrosión a nivel industrial.

Participantes: Presentaciones técnicas: Presentaciones magistrales: Patrocinadores: Número de stands en muestra empresarial: Patrocinador principal:

290 130 5 34 32 OCP Ecuador S.A.

Gracias por su participación.

Atentamente, Fabián Sánchez.

Gerente de Ingeniería de OCP (Oleoducto de Crudos Pesados) Presidente de NACE Ecuador.

Jose Vera, DNV en presentación técnica.

Venezuela

BAILES TIPICOS

Acto de Inauguración

De izquierda a derecha: Wladimir Plaza, Agencia de Relación y Control de Hidrocarburos; Ramiro Cazar, Secretario Nacional de Hidrocarburos ; Pablo Suarez, Secretario Municipal de Ambiente; Juan Ballén, Delegado del Ministerio de Industrial y Productividad; Marco Calvopiña, Presidente de Petroamazonas; Wong Loon, Presidente de OCP, Mercy Bobor, Vice-Ministra de Ambiente, Fabián Sanchez, Presidente de NACE-Ecuador; Carlos Arroyabe, Presidente de ICOP; Leonardo Uller, Director NACE Region Latinoamericana.

De izquierda a derecha: Fabián Sanchez, Presidente de NACEEcuador; Carlos A. Palacios Vera, Revista LATINCORR; Wong Loon, Presidente de OCP.

Lucian Williams, Presidente de DENSO, Francisco Vargas, Gerente de Ventas para Latinoamérica de DENSO

Mark Byerley, ExPresidente de NACE International; Mike Moss, Director de NACE International. Disfrutando de una comida típica.

Acto de Inauguración, corte de cinta para acceso a las exhibiciones.

De izquierda a derecha: Carlos A. Palacios Vera, Revista LATINCORR; Ramiro Cazar, Secretario Nacional de Hidrocarburos ; Fabián Sanchez, Presidente de NACE-Ecuador; Mercy Bobor, ViceMinistra de Ambiente; Mike Moss, Director de NACE International, Leonardo Uller, Director NACE Region Latinoamericana.

ANÁLISIS DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE POZOS EN PRODUCCIÓN Autores: Ludwing Alfonso Lopez Carreño*, Miguel Mateus Barragan*, David Ernesto Castellanos Bajaras**, Jose Alexander Estevez *** Ecopetrol S.A. *Instituto Colombiano del Petróleo, *** Superintendencia de Operaciones Central. ** Corporación CIMA ludwing.lopez@ecopetrol.com.co (57) 76 84 7308 – (57) 3002178395 RESUMEN La integridad de pozos se fundamenta en el principio de la aplicación de soluciones técnicas, operativas y organizacionales orientadas a reducir el riesgo de descargas no controladas de fluidos del reservorio a lo largo de la vida del pozo; si bien, el principio básico de integridad aplica tanto a la infraestructura de superficie como a la de subsuelo, la gran diferencia radica en su forma de evaluar y mitigar el riesgo.

El diseño de la metodología estructurada para la valoración del riesgo comprendió dos etapas básicas; la primera, se centró en identificar una línea base del riesgo de los pozos en producción en función de cinco variables: el tipo de levantamiento, la agresividad del fluido de producción, el número de eventos del pozo, la producción diferida y la ubicación de zonas de alta consecuencia en cercanías a la locación del pozo. En la segunda etapa se determinó la probabilidad de ocurrencia de falla de las barreras de contención ante una descarga no controlada de fluidos, de cada uno de los pozos definidos como críticos en la etapa previa; el nivel de riesgo fue calculado a partir de la probabilidad de ocurrencia de una descarga no controlada de fluido y el análisis de las consecuencias de una posible falla de acuerdo con la matriz de valoración del riesgo de Ecopetrol S.A. Esta metodología fue aplicada a los pozos de las diferentes superintendencias de producción de Ecopetrol a lo largo de todo el territorio colombiano, permitiendo identificar el nivel de riesgo del activo más valioso para la producción de crudo y establecer acciones de mitigación.

Palabras clave: Integridad mecánica de pozos, barreras, 28 · LATINCORR

mitigación del riesgo.

ANTECEDENTES El concepto de integridad de pozos es una filosofía que a nivel mundial hace parte de la gestión de activos de las industrias del área petrolera1,2. Durante muchos años el manejo de Integridad de los pozos se limitaba a definir y realizar aquellas actividades necesarias para detectar el deterioro de los equipos basados en la aplicación de estándares y atacarlo de manera reactiva.

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 hidrocarburo o pérdidas económicas.

Por esta razón en Ecopetrol S.A., se ha venido trabajando desde el año 2007 en la definición de un programa de integridad de pozos que esté acorde con los requerimientos particulares de este activo en función a la contención de fluido, contemplando estándares y experiencias internacionales que permitan estructurarlo y se encuentre enmarcado dentro de la metodología de aseguramiento del riesgo de la empresa3 (ver Figura 1) INTRODUCCION La integridad de pozos se fundamenta en el principio de la aplicación de soluciones técnicas, operativas y organizacionales orientadas a reducir el riesgo de descargas no controladas de fluidos del reservorio a lo largo de la vida del pozo; si bien, el principio básico de integridad aplica tanto a la infraestructura de superficie como a la de subsuelo, la gran diferencia radica en su forma de evaluar y mitigar el riesgo.

El presente artículo describe la metodología de análisis de integridad mecánica de pozos en producción diseñado por el Instituto Colombiano del Petróleo ICP - Ecopetrol S.A, que comprende la evaluación inicial del riesgo de los pozos de las diferentes áreas operativas de la Vicepresidencia de Producción, con lo cual se obtiene la línea base del riesgo que permite orientar los esfuerzos a la valoración del riesgo de ocurrencia de falla, evaluando la probabilidad de ocurrencia de falla en

función a los factores que afectan la integridad de cada una de las barreras de contenciones involucradas y la consecuencia según la matriz RAM de Ecopetrol S.A. 4 , lo cual permite desarrollar un plan de mitigación enfocado a la disminución del riesgo.

La metodología de análisis de integridad mecánica de pozos permite obtener: · La evaluación inicial del riesgo · Cálculo de la probabilidad de ocurrencia de falla. · Valoración del riesgo de ocurrencia de fallas. · Definición de los planes de acción para la mitigación del riesgo de ocurrencia de falla de pozos en producción.

Este producto se obtiene mediante el análisis paso a paso de las etapas establecidas en la metodología de aseguramiento del riesgo, las cuales se describen a continuación: ·Levantamiento, revisión, integración y cargue de información a bases de datos. ·Evaluación de la susceptibilidad a amenazas y consecuencias que más afectan la infraestructura. ·La evaluación inicial del riesgo mediante la aplicación de evaluación de integridad y la matriz de valoración del riesgo. ·La elaboración del plan de acción como producto de la evaluación del riesgo. ·La ejecución de este plan de acción. ·La actualización de la información, el manejo del cambio y la reevaluación del riesgo para establecer nuevamente el plan de acción como parte de la mejora continua del programa y el dinamismo que implican los procesos de producción. ·Como parte del aseguramiento continuo se encuentra la evaluación del programa de integridad que se realiza mediante seguimiento a los indicadores.

La finalidad del modelo es asegurar la integridad de los componentes del pozo que actúan como barreras de contención durante su vida productiva; identificar el nivel de riesgo de cada uno de los pozos; obtener beneficios económicos en la prevención de trabajos de mantenimiento no programados y pérdidas por producción diferida y beneficios operativos al estandarizar los procedimientos que afectan la integridad mecánica del pozo generando mejoramiento continuo en la efectividad de su operación y sus paradas.

Figura 1. Metodología de aseguramiento del riesgo de Ecopetrol S.A METODOLOGÍA La ejecución de esta metodología se fundamenta en la participación de un equipo de trabajo con experiencia y conocimientos en áreas como yacimientos, ingeniería, producción, HSE e integridad, que a través de la aplicación del concepto de juicio de expertos se desarrolle cada una de las etapas, las cuales se describen a continuación: 1.

Levantamiento, Revisión e Integración de Información Esta etapa comprende la recolección, revisión, registro, tabulación e integración de la información disponible relacionada con: datos de diseño y construcción, tipo de levantamiento, estados mecánicos, datos de operación actualizados (temperatura, presiones, caudal, volumen, etc.), caracterización de los fluidos (% de agua, contenido de CO2 y H2S) y el ambiente externo que rodea los activos, histórico de anomalías o fallas operacionales, entre otros aspectos que permiten establecer como mínimo los parámetros requeridos para determinar las consecuencias socioeconómicas-ambientales de cada pozo, los potenciales de falla, la probabilidad de ocurrencia y por ende la definición del riesgo, la priorización de acciones y el establecimiento de los programas de mitigación del riesgo.

2.

E v a l u a c i ó n d e l a susceptibilidad de amenazas La evaluación de la susceptibilidad de amenazas hace relación a la identificación de las características especificas de los equipos y los ambientes a los que están expuestos tanto interna como externamente que de una u otra forma pueden llegar a definir la probabilidad de ocurrencia de fallas.

Básicamente se busca identificar características tales como: agresividad

de los fluidos5 contenidos dentro de los pozos, condiciones de movilidad de los fluidos (patrón de flujo), condiciones operacionales de los activos y valores teóricos y / o experiment ales de velocidad de corrosión interna, en función a identificar la susceptibilid ad a las amenazas que está expuesta la infraestructura del pozo.

3.

Evaluación Inicial del Riesgo La evaluación inicial del riesgo en pozos productores tiene como objetivo determinar la línea base de riesgo de cada uno de los pozos6, a fin de orientar los esfuerzos del programa de integridad a los pozos que representen un riesgo alto después de realizar un análisis semicuantitativo de las variables que influyen de forma directa en la integridad del activo y su nivel de riesgo tales como: · Tipo de levantamiento · Localización en áreas de alta consecuencia · Agresividad del fluido · Pérdidas promedio de producción diferida · Número de eventos por año Cada uno de los parámetros anteriormente listados tienen su porcentaje de relevancia o ponderación en el resultado final de la evaluación del riesgo. De manera gráfica en la Figura 2 se encuentra esquematizada la metodología de valoración inicial del riesgo la cual abarca de forma general los criterios de la matriz RAM. Figura 2. Evaluación Inicial del riesgo de

Pozos en producción 4.

Valoración del riesgo de ocurrencia de falla Una vez identificados los pozos críticos del campo en función a la valoración inicial del riesgo, se procede a valorar el riesgo de ocurrencia de falla. Este riesgo se determina evaluando la probabilidad de ocurrencia de falla en función a los factores que afectan la integridad de cada

una de las barreras de contención involucradas y la consecuencia según la matriz RAM. En la Figura 3 se esquematiza el procedimiento consolidado de la valoración del riesgo de ocurrencia de falla hasta la definición de planes de mitigación.

Figura 3. Valoración del riesgo de ocurrencia de falla 4.1.

Valoración de la probabilidad de ocurrencia de falla Para el análisis de la probabilidad de ocurrencia de falla, descrita como la probabilidad de que una falla en el pozo genere una descarga controlada de fluido por falla en las barreras de contención involucradas, se aplico el modelo para la valoración del riesgo de pérdida de la integridad mecánica de pozos en producción onshore7 desarrollado por el ICP el cual aplica las siguientes etapas: · Definición de las posibles fallas que se pueden presentar un pozo. · Identificación de las barreras de contención. · Factores que afectan la integridad de las barreras · Parámetros de evaluación en las barreras Con la aplicación de este modelo se obtiene una valoración numérica semicantitativa a través del programa Sistema de Manejo de Integridad de Pozos en Producción8 “ECOSMIP v1.0” desarrollado por el ICP. 4.2.

Valoración de la consecuencia La valoración de la consecuencia de cada una de las fallas se realiza aplicando la matriz RAM de Ecopetrol S.A. El programa ECOSMIP v1.0 tiene incluido en su estructura tablas que permiten la valoración de la consecuencia en el caso de ocurrencia de una falla a través de la matriz RAM de Ecopetrol S.A. Con la obtención de la probabilidad y la consecuencia de la ocurrencia de cada una de las fallas se obtiene el valor cualitativo del riesgo, el cual, de igual manera que se encuentra incluido en el programa ECOSMIP v1.0 como se visualiza en la Figura 4.

LATINCORR · 29

Valoración del riesgo de ocurrencia de fallas La metodología de valoración del riesgo de ocurrencia de falla fue aplicada a 211 pozos identificados como de riesgo alto en la valoración inicial, obteniéndose una valoración del riesgo de ocurrencia de cada una de las posibles fallas identificadas por cada pozo analizado.

Los resultados de la aplicación de esta etapa se observan en la Figura 6, donde se muestran el número de pozos que quedaron clasificados en los diferentes niveles de riesgo.

Figura 4. Cálculo de valoración del riesgo 5.

Definición de los planes de acción. (Mitigación del riesgo) El plan de acción se origina para cada uno de los pozos evaluados con la metodología de valoración de riesgo de ocurrencia de falla, programando su ejecución en función al nivel de riesgo y está compuesto por una serie de actividades como monitoreo, inspección, selección de materiales, cambio de condiciones de operación, capacitación, elaboración e implementación de procedimientos, auditorías, etc. Los cuales fueron diseñados a través de múltiples sesiones de trabajo con el personal experto de los diferentes campos operativos, logrando involucrar los siguientes elementos claves: · · ·

Identificar las actividades claves.

Identificar metas y objetivos.

Identificar todas las actividades posibles de controlar. · Seleccionar las actividades de control apropiadas. · Definir los parámetros o metas para el control de actividades (KPI's). · Seleccionar las medidas apropiadas de desempeño. · Definir roles y responsabilidades. · Desarrollar planes de implementación e inspección que incluya análisis de costo beneficio.

De acuerdo a estos conceptos, se estructuró un listado que agrupa un total de 64 acciones de mitigación, que guardan correlación con los parámetros y criterios de evaluación contemplados en la evaluación de riesgo de ocurrencia de falla y son modificados a medida que el modelo crece al ser aplicado en todos los campos de producción.

A través de la implementación de la herramienta ECOSMIP v1.0, se puede exportar un plan de mitigación guía que

define una serie de actividades con sus tiempos máximos de ejecución.

Luego de la exportación de los planes propuestos para cada uno de los pozos, se realiza una fase de consolidación de las actividades requeridas para el control del riesgo en los pozos del campo, por lo cual se exportan y se consolidan los resultados, las valoraciones del riesgo y de los planes de acción propuestos, en una hoja de cálculo diseñada para facilitar este proceso.

La hoja de cálculo de consolidación, requiere que los resultados en los planes de mitigación sean ordenados y refinadas las actividades eliminadas aquellas redundantes por efecto de la valoración del riesgo.

RESULTADOS La metodología de análisis de integridad mecánica de pozos en producción se aplicó en las diferentes superintendencias de producción de Ecopetrol a lo largo de todo el territorio Colombiano.

Valoración inicial del riesgo Se aplicó la metodología de valoración inicial del riesgo a un total de 1940 pozos productores distribuidos en las diferentes superintendencias operativas. En la Figura 5 se muestra la distribución del riesgo en estos pozos evaluados.

Figura 5. Distribución del nivel inicial de riesgo de pozos productores en la VPR de Ecopetrol.

Figura 6. Distribución del nivel de riesgo de ocurrencia de cada una de las fallas en los pozos críticos de la VPR. Definición del plan de mitigación Se definió un plan de mitigación consolidado para cada una de las superintendencias basado en las 64 acciones definidas en la plantilla con una programación de su ejecución para los próximos 5 años.

CONCLUSIONES ·La definición de esta metodología de análisis de integridad mecánica de pozos permite contar con una herramienta semicuantitativa para la valoración del riesgo de ocurrencia de falla en el principal activo operativo de los campos de producción. ·La valoración técnica del riesgo, permite determinar el nivel de riesgo, orientar esfuerzos presupuestales en actividades de mayor impacto para el negocio, planificar las actividades de mantenimiento preventivo y predictivo en pozo, asegurar la información y estandarizar las actividades operacionales de ECOPETROL S.A. como empresa de clase mundial. ·La metodología de análisis de integridad mecánica de pozos permite disminuir la subjetividad en el análisis de los factores que impactan en la integridad mecánica en los pozos de producción on-shore

proporcionando la posibilidad de mejorar la seguridad de los pozos y priorizar acciones de mitigación y recursos.

BIBLIOGRAFIA 1.

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2.

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3.

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5.

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2006 6.

API RP-580. “Risk Based Inspection”. First Edition. 2002

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L O P E Z L . , M AT E U S M , CASTELLANOS D.E., ESTEVEZ J.A. Manual del Usuario para la Aplicación de la Metodología de Integridad de Pozos y su Modelo de Evaluación de Riesgos ECOSMIP v1.0. Instituto Colombiano del Petróleo. 2009.

EVALUACIÓN DE ESTRUCTURAS DE HORMIGÓN ARMADO DESDE EL PUNTO DE VISTA DE LA CORROSIÓN • Las estructuras civiles tales como puentes, represas hidroeléctricas y edificios son vitales para la población y su rotura prematura y/o inesperada suele ser catastrófica en términos de tiempo, dinero y, en algunos casos, vidas • Un diagnóstico adecuado es de fundamental importancia para que los especialistas puedan conocer el estado de la estructura, decidir qué nivel de degradación es aceptable y tomar decisiones respecto a la necesidad de aplicar estrategias de remediación • Este diagnóstico está basado en la realización de una inspección detallada que incluye, además de la observación directa, la determinación de ciertos parámetros físicos-químicos de la estructura La División Corrosión de Depto. de Materiales de la Comisión Nacional de Energía Atómica de la República Argentina dispone de: ► EQUIPAMIENTO adecuado para la medición desde el exterior de la estructura de los parámetros necesarios para realizar un diagnóstico ► SENSORES que embebidos en una estructura de hormigón armado nueva o preexistente, permiten la determinación de dichos parámetros desde el interior de la misma y su procesamiento directo

Contacto: Dr. Gustavo S. Duffó COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ATÓMICA - Depto. Materiales Av. Gral. Paz 1499 - (B 1650 KNA) San Martín Buenos Aires - Argentina Tel. +54-11-6772-7403 Fax. +54-11-6772-7388 e-mail duffo@cnea.gov.ar

SENSORES PARA EL SEGUIMIENTO DE LA CORROSIÓN DEL ACERO EN ESTRUCTURAS DE HORMIGÓN ARMADO Gustavo S. Duffó (1,2,3) y Silvia B. Farina (2,3) (1) División Corrosión – Departamento de Materiales Comisión Nacional de Energía Atómica Av. Gral. Paz 1499 (B1650KNA) San Martín, Buenos Aires, Argentina.

(2) Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET) – Buenos Aires, Argentina (3) Universidad Nacional de San Martín (UNSAM) – San Martín, Argentina Expositor: Gustavo S. Duffó (duffo@cnea.gov.ar) RESUMEN Las estructuras de hormigón armado se deterioran, fundamentalmente por la corrosión de sus armaduras de acero. Por ese motivo, existe una necesidad de utilización de sensores que, permanentemente embebidos en las estructuras de hormigón armado, permitan conocer su estado desde el punto de vista de la corrosión de las armaduras.

Estos sensores le indican al especialista qué ocurre dentro de la estructura y le permiten tomar decisiones concernientes a estrategias de mitigación de la degradación.

Como contrapartida, estos sensores son extremadamente caros, tanto por su instrumentación como por las técnicas de recolección y análisis de datos.

En el presente trabajo se describe el desarrollo de sensores que permiten medir on-line determinados parámetros que dan indicación del grado de corrosión del acero embebido en una estructura de hormigón armado. Estos parámetros son: el potencial de corrosión y la densidad de corriente de corrosión de las armaduras, el flujo de oxígeno que alcanza las mismas, la resistencia eléctrica del hormigón, el contenido de cloruro y la temperatura interna de la estructura. Dentro de esta línea de desarrollo, fue necesario fabricar y tipificar los distintos electrodos y se ha desarrollado una interfase que permite conectar estos sensores a una PC, y un software que maneja adecuadamente la información obtenida.

Estos sensores han sido instalados en diversas estructuras.

Los resultados obtenidos son promisorios y se está determinando su eficiencia a lo largo del tiempo.

Palabras clave: hormigón armado, corrosión, sensores.

1. INTRODUCCIÓN Las estructuras civiles tales como puentes, represas hidroeléctricas y edificios

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requieren enormes esfuerzos de construcción, grandes inversiones y una vida útil considerable.

Tales estructuras son vitales para los estándar de vida de la población y sus roturas prematuras y/o inesperadas suelen ser catastróficas en términos de tiempo, dinero y, en algunos casos, vidas. Esto lleva a la necesidad de la utilización de sistemas –no destructivos, en lo posible- de evaluación de dichas estructuras.

Previo a la posibilidad del monitoreo in-situ de la corrosión de las barras de acero de refuerzo en un hormigón armado, el análisis del estado de tales estructuras, se hacía a través de la toma de muestras de hormigón o por medio del uso de técnicas invasivas (destructivas).

Sin embargo, la posibilidad del empleo de sensores embebidos es menos invasiva, y permite la medición de señales analógicas que pueden ser interrogadas empleando dispositivos electrónicos externos a la estructura [1].

La complejidad de los diversos tipos de corrosión hace que este monitoreo sea dificultoso. La temperatura y la concentración de especies disueltas tales como cloruro, afectan dramáticamente tanto el tipo de corrosión como su velocidad de propagación.

Además, los parámetros controlantes pueden modificarse con el tiempo, requiriendo periódicas mediciones en tiempo real. Un sistema de medición de corrosión integrado debe ser capaz de medir adecuadamente no sólo los parámetros electroquímicos relacionados con el proceso corrosivo en sí (resistencia de polarización, por ejemplo), sino también otros importantes parámetros medioambientales tales como temperatura, concentración de iones cloruro, conductividad eléctrica del hormigón y disponibilidad de oxígeno.

Una vez medidos dichos parámetros, el especialista puede utilizar esa información para conocer la situación de la estructura y tomar decisiones respecto a la necesidad de aplicar estrategias de remediación, en caso de ser necesarias.

El monitoreo y control de la corrosión de aceros de refuerzo requiere de la medición de potenciales estables y por ende, los electrodos de referencia embebidos en la estructura son un elemento esencial para cualquier sistema de monitoreo [2]. Un electrodo de referencia “ideal” debe cumplir ciertos requisitos; debe ser estable e invariante frente a cambios térmicos y químicos en el hormigón; tolerante a diversas condiciones climáticas; tener la capacidad de dejar circular una pequeña corriente con un mínimo de polarización y de efectos de histéresis; ser estable a largos plazos y ser económico. Los electrodos más utilizados para este fin son los de óxido de manganeso y de grafito, pero en ciertas ocasiones, para cumplir con los requisitos mencionados, suelen emplearse pseudo electrodos de

referencia tales como los de óxido de titanio activado.

Con el objeto de determinar la calidad del espesor de recubrimiento y del acero de refuerzo, deben ser considerados los siguientes parámetros [3-5]: * Potencial de corrosión. Este valor es el potencial electroquímico entre un electrodo de trabajo fabricado con el mismo acero de refuerzo y un electrodo de referencia. El valor medido, analizado bajo ciertas normas, provee información cualitativa del estado de la barra de refuerzo cercana al lugar de la medición. * Velocidad de corrosión. Este parámetro es generalmente medido basado en la técnica de la resistencia a la polarización lineal. La medición se efectúa empleando un electrodo de trabajo del mismo acero de refuerzo, un electrodo de referencia y un contraelectrodo inerte. * Resistividad eléctrica del hormigón. Este valor es uno de los factores más importantes que controlan la velocidad de corrosión del acero. Se suele obtener a partir de la medición de la resistencia eléctrica entre electrodos inertes y es posteriormente convertida a resistividad empleando una constante de calibración correspondiente al arreglo geométrico de electrodos empleado. * Transporte de oxígeno. Este parámetro es otro de los importantes que controlan la velocidad de corrosión del refuerzo. Puede ser medido por medio de la combinación de dos electrodos inertes y un electrodo de referencia, haciendo empleo del valor de la corriente límite de oxígeno. * Contenido de cloruro. Es medido a partir de le medición de la diferencia de potencial entre un electrodo específico de cloruros y un electrodo de referencia y luego convertido en concentración de cloruro a partir de una curva de calibración. Los sistemas que detectan cambios en el contenido de cloruro dentro del hormigón suelen ser utilizados como alerta temprana para predecir deterioros en la estructura. * Temperatura.

Puesto que todos los procesos químicos, electroquímicos y de transporte son, en mayor o menor medida, térmicamente activados, la corrosión del acero dependerá de la temperatura y por ende, es de fundamental importancia conocer su valor dentro de la estructura considerada.

Sensores embebibles capaces de medir todos estos parámetros están disponibles en el mercado internacional, pero con precios prohibitivos para el mercado local,

debido a su alto grado de sofisticación (muchas veces, innecesaria).

Por ese motivo, en el presente trabajo se presenta el desarrollo de sensores económicos que, permanentemente embebidos en una estructura de hormigón armado, puede ser empleado para el seguimiento del deterioro de una estructura, ya sea nueva o preexistente. Por supuesto que hay variadas técnicas para el seguimiento del proceso de corrosión, pero las empleadas en este trabajo son las más simples y económicas que proveen la mayor exactitud y reproducibilidad en los resultados.

2. DESARROLLO EXPERIMENTAL El material seleccionado como electrodo de referencia para ser embebido en hormigón durante largos plazos fue un alambre de titanio de 3 mm de diámetro, recubierto por óxido de titanio y producido comercialmente para la fabricación de ánodos para la protección catódica con corriente impresa de estructuras de hormigón. El tipo de recubrimiento es el denominado MetalOxido de Metal (MOM). La superficie de los alambres está recubierta por óxidos de metales nobles que se aplicaron empleando un proceso de propiedad del fabricante, y que en el presente caso corresponden a óxidos de iridio y tantalio.

Estos alambres fueron utilizados como electrodos de referencia efectuándoles un contacto con un alambre de cobre y aislando adecuadamente la zona de unión entre ambos materiales.

Se llevó a cabo un estudio electroquímico completo de estos electrodos [6], a efectos de determinar su capacidad para ser utilizados como electrodos de referencia.

A efectos de determinar cómo se modifica el comportamiento de estos electrodos en función del pH del medio circundante, los electrodos fueron sumergidos en soluciones reguladoras, cuyos valores de pH estuvieron comprendidos dentro del ámbito habitual de pHs de hormigones sanos y fuertemente carbonatados.

Las soluciones acuosas empleadas fueron: pH 7, solución de KH2PO4 0,0087 M + Na2HPO4 0,0302 M; pH 9,4 solución Na2B4O7 0,01M; pH 10, solución de NaHCO3 0,025M + Na2CO3 0,025M; pH ≈ 12,5 solución saturada de Ca(OH)2; y pH 13,5, solución de poros de hormigón simulada (NaOH 0,190M, KOH 0,634M en solución saturada de Ca(OH)2.

Todas estas soluciones fueron preparadas con reactivos de grado analítico y agua de alta pureza (18 MΩ.cm). Los potenciales de los electrodos fueron medidos frente a un electrodo de calomel saturado durante 45 días, a temperatura ambiente y expuestas al aire.

Para estudiar el efecto del grado de oxigenación sobre los potenciales medidos, en una solución de pH 13,5 se sumergieron los electrodos en una celda de polietileno y se burbujeó a través de ella, en forma alternada, nitrógeno de alta pureza y aire, por periodos de 24 horas hasta totalizar 100 horas de exposición, durante las cuales se medió la evolución del potencial de los electrodos frente a un electrodo de calomel saturado. También se determinó el efecto de la presencia de

electrodos, y se trazaron sus curvas de polarización en los medios mencionados determinándose, además, por medio de ensayos de espectroscopía de impedancia electroquímica su impedancia.

Estos electrodos también fueron embebidos en cilindros de morteros fabricados con cemento Pórtland normal y posteriormente expuestos al ambiente de laboratorio y a solución acuosa de NaCl 3,5%, midiendo su potencial frente a un electrodo de calomel saturado apoyado sobre el exterior de los cilindros.

La Tabla I muestra los resultados de los potenciales de los electrodos MOM en función del pH de la solución. Si bien los valores fueron determinados frente a un electrodo de calomel saturado, en la tabla se muestran convertidos al potencial del electro estándar de hidrógeno. En todos los casos, los potenciales se estabilizan luego de una semana de inmersión. Cuando se determina la sensibilidad de estos electrodos a las variaciones en la presión parcial de oxígeno, se observa que no se detectan cambios en el potencial medido cuando se pasa de burbujeo de aire a nitrógeno, en solución de pH 13,5.

Esta es una clara indicación de la independencia del potencial con el contenido de oxígeno.

Este fenómeno es de fundamental importancia para la utilización de este material como electrodo de referencia para embeber en el hormigón, ya que la concentración de oxígeno puede variar significativamente durante la vida útil de la estructura [1,5]. Finalmente, se destaca que estos electrodos modifican su potencial en menos de 170 mV luego de 600 días de estar embebidos en un mortero, valor aceptable para este tipo de aplicaciones [7].

El electrodo específico de cloruro fue fabricado mediante el anodizado de alambres de plata 99,99% en soluciones que contienen KCl y HCl, luego de un tratamiento de activación de la superficie. El potencial de estos electrodos fue medido frente a un electrodo de calomel saturado en soluciones de KCl en un ámbito de concentraciones comprendido entre 10-5 y 1 M, a efectos de determinar la recta de calibración.

Los resultados obtenidos muestran una muy buena correlación (r2= 0,92) entre el potencial del electrodo específico y el logaritmo de la concentración de iones cloruro, con una pendiente cercana a la predicha por le ecuación de Nerst para este sistema (0,063±0,003).

La disponibilidad de oxígeno es obtenida a partir de la corriente circulante entre dos electrodos inertes, cuando uno de ellos es polarizado catódicamente en la zona correspondiente a la corriente límite de oxígeno. La densidad de corriente I que circula luego de determinado tiempo es convertida en flujo de oxígeno con la ley de Faraday [9, 10]:

donde F es la constante de Faraday (96500 coul/equiv).

Cuando los valores de la Tabla 1 son incluidos en un diagrama de Pourbaix Ir-H2O (Figura 1) [8], se observa que los resultados caen sobre la línea correspondiente a la reacción: 2 IrO2 + 2H+ + 2e– = Ir2O3 + H2O Luego, se puede concluir que el potencial del electrodo está determinado por dicho equilibrio. El oxígeno no está implicado en tal reacción y ese es el motivo por el cual el potencial de electrodo es independiente de la presión parcial de oxígeno, tal como se explicó en el párrafo anterior.

Tabla 1. Potencial del electrodo MOM vs.

Electrodo Estándar de Hidrógeno luego de 40 días de exposición a varios pH (numero de electrodos ensayados 5)

Figura 1. Diagrama de Porbaix Ir-H2O donde se han incluido los potenciales promedio mostrados en la Tabla 1.

La resistividad eléctrica del hormigón (ρ) es medida aplicando una señal sinusoidal de baja amplitud entre dos electrodos inertes

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similares y calculando el valor de la resistencia entre ellos (Rs). La constante de la celda (k) es determinada midiendo las resistencias de soluciones de resistividad conocida (soluciones de para concentraciones comprendidas entre 10-5 y 1M) de manera que ρ=k.Rs. El potencial de corrosión (Ecorr) es medido entre un electrodo de trabajo construido con una barra de acero de construcción y el electrodo de referencia, mientras que la densidad de corriente de corrosión (Icorr) se determina polarizando catódicamente al electrodo de trabajo, empleando como contraelectrodo a un material inerte, y midiendo el potencial del acero luego de cierto periodo de tiempo (E).

La resistencia de polarización (Rp) es obtenida como:

medición, la temperatura, el potencial de corrosión y el potencial del electrodo específico de cloruros se determinan en forma pasiva a partir de datos generados por el sensor; mientras que para las mediciones de la resistividad eléctrica del hormigón, el flujo de oxígeno y la densidad de corriente de corrosión es necesario generar una señal que perturbe al sensor y lo que se mide es la respuesta a esta perturbación.

siendo B una constante que vale 26 mV ó 52 mV dependiendo el estado del acero [11].

Finalmente, la temperatura es medida con un termómetro de resistencia de platino (Pt 100) protegido del medio que la rodea por medio de una vaina de un material protector.

Todos los electrodos mencionados, conjuntamente con el termómetro de platino son embebidos en una resina especial, resistente al medio alcalino del hormigón. La parte expuesta de los electrodos (y el termómetro envainado) son luego recubiertos con un mortero poroso (figura 2) y el conjunto es montado sobre las armaduras para el caso de una construcción nueva o embebido en una estructura ya existente por medio de la realización de una perforación y su posterior cobertura con mortero de reparación.

El sensor es luego conectado por medio de un cable a una caja de control que a su vez está conectada por medio de un puerto USB a una computadora portátil, la cual tiene cargado el software desarrollado (denominado Hormicor 400) que permite secuenciar las mediciones, guardar los datos en una base y generar un sistema de alarmas cuando alguno de los valores cruza umbrales preestablecidos. En cuanto a los métodos de

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1. G.S. Duffó and S.B. Farina, “Development of an embeddable sensor to monitor the corrosion process of new and existing reinforced concrete structures”, Construction and Building Materials, Vol. 23 (2009), p. 2746-2751.

2. S. Muralidharan, T.H. Ha, J. Bae, Y.C. Ha, H.G. Lee, K.W. Park, and D.K. Kim, “Electrochemical studies on the solid embeddable reference sensors for corrosion monitoring in concrete structure”, Mater. Lett., Vol. 60 (2006), p.

651-655.

3. J. McCarter and Ø ,Vennesland, “Sensor systems for use in reinforced concrete structures”, Constr. Build. Mater., Vol. 18 (2004), p. 351-358.

Figura 2. Aspecto final del sensor preparado para ser embebido en una estructura. donde Rs es la resistencia medida se acuerdo a lo detallado en el párrafo anterior.

Finalmente, la densidad de corriente de corrosión (Icorr) se obtiene con la expresión [11]:

REFERENCIAS

Hasta el momento, estos sensores han sido embebidos en varias estructuras, prototipos y probetas preparadas al efecto.

Por citar algunos ejemplos, fueron instalados en un prototipo de contenedor de residuos radioactivos fabricado en la Comisión Nacional de Energía Atómica de la Rep. Argentina; en varios sectores de represas hidroeléctricas de la Argentina; en probetas armadas por el Laboratorio de Entrenamiento Multidisciplinario para la Investigación Tecnológica (LEMIT) y expuestas en ambiente marino en Mar del Plata y en probetas fabricadas en el Slovenian National Building and Civil Engineering Institute a través de un convenio de cooperación internacional. Los resultados obtenidos son promisorios y permiten el adecuado seguimiento del estado de una estructura de hormigón armado desde el punto de vista del proceso de corrosión.

4. J.P. Broomfield, K. Davies and K. Hladky, “The use of permanent corrosion monitoring in new and existing reinforced concrete structures”, Cement Concrete Comp., Vol. 24 (2002), p. 27-34.

5. P. Pedeferri, R.B. Polder, L. Bertolini and B. Elsener, “Corrosion of Steel in Concrete: Prevention, Diagnosis, Repair”, 2004, Wiley-VCH, Weinheim.

6. G.S. Duffó, S.B. Farina and C.M. Giordano, “Characterization of solid embeddable reference electrodes for corrosion monitoring in reinforced concrete structures”, Electrochim. Acta, Vol. 54 (2009), p. 2010-2020.

7. P. Castro, A.A. Sagüés, E.I. Moreno, L. Maldonado and J. Genescá, “Characterization of Activated Titanium Solid Reference Electrodes for Corrosion Testing of Steel in Concrete”, Corrosion, Vol. 52 (1996), p. 609-617.

8. M. Pourbaix, “Atlas of Electrochemical Equilibria”, 1974, NACE, Houston, TX.

3. CONCLUSIONES A partir del presente trabajo, se pueden extraer las siguientes conclusiones:

9. .O.E. Gjorv, Ø. Vennesland and A.H.S. ElBusaidy, “Diffusion of dissolved oxygen through concrete”, Mater. Performance, Vol. 25 (1986), p. 39-44.

Se ha desarrollado un sensor embebible en estructuras de hormigón armado, de bajo costo y que permite el seguimiento de los procesos de corrosión en estructuras nuevas o preexistentes.

10. M.J. Correia, E.V. Pereira and M.M. Salta, “Sensor for oxygen evaluation in concrete”, Cement Concrete Comp., Vol. 28 (2006), p. 226-232

Este sensor provee información on-line del potencial y densidad de corriente de corrosión de las armaduras, la resistividad eléctrica del hormigón, la disponibilidad de oxígeno, el contenido de cloruro y la temperatura en el interior de la estructura.

11. C. Andrade and J.A. Gonzalez, “Quantitative measurements of corrosion rate of reinforcing steels embedded in concrete using polarization resistance measurements”, Werkst.

Korros., Vol. 29 (1978), p. 515-519.

SEGUIMIENTO CIENTÍFICO DE MIC EN CAMPO Matilde F. de Romero, Lisseth Ocando, Mariangela Braho, William Campos Yureis Villasmil y Angeire Huggins Centro de Estudios de Corrosión, Facultad de Ingeniería, Universidad del Zulia.

Maracaibo-Venezuela (mati1956@cantv.net/lissethocando@hotmai l.com).

al contenido de este compuesto que contiene el gas.

El ataque microbiano es soportado por La caracterización micro-morfológica de la población bacteriana presente (23.681cel/cm2), ya que reveló la presencia de un cultivo puro de bacilos cortos

dispuestos en pares, los cuales también se apreciaron en la morfología de biopelícula realizada por MEB. Por otro lado, la cuantificación de bacterias heterótrofas mesófilas presentes en la muestra mostró la existencia de este grupo bacteriano en el orden de 1x102 UFC/mL. [

En este trabajo se presenta un formato donde se describen todas las variables consideradas para hacerle seguimiento, científicamente, al fenómeno de la corrosión inducida microbiológicamente (MIC) a nivel de campo mediante cupones de corrosión. Por lo costoso que pudiese ser este seguimiento se recomienda que se haga por lo menos una vez al año o cuando se considere conveniente; según la dinámica del sistema a ser evaluado; con la finalidad de caracterizar el fenómeno corrosivo.

Las variables tomadas en cuenta para evaluar MIC fueron Contaje sésil mediante dilución seriada y Epifluorescencia (puede ser cualquier otra técnica alternativa de contaje de microorganismos), morfología de ataque, velocidad de corrosión localizada (velocidad de corrosión uniforme normalizada en función del área atacada) y análisis de productos de corrosión, entre otros.

Las Tablas 1 y 2 muestran el seguimiento realizado mediante cupones de corrosión de un sistema de condensado a la entrada y salida de un separador de gas húmedo de una plataforma petrolera, donde se reporta en forma condensada todas las características corrosivas de este sistema. En este caso en particular, se determinó que el problema de corrosión se presenta principalmente a la salida del separador como era de esperarse por el mayor contenido de agua, siendo causado principalmente bacterias heterótrofas mesófilas no reductoras de sulfato; ya que no se detectaron bacterias sulfatoreductoras (BSR) ni bacterias productoras de ácido (APB) y probablemente corrosión por CO2 (Corrosión dulce), debido

LATINCORR · 35

[de Pag. 22 Cabe destacar que en la literatura [3] se reporta que los monosulfuros están asociados a las fases cristalinas Mackinawita (FeS) y el disulfuro más estudiado corresponde a la fase cristalina Pirita (FeS2); cuya formación se ve afectada por la presencia de SRB (comparada con procesos abióticos), como consecuencia aparente de la nucleación de la misma sobre las superficies internas y externas de las celdas del monosulfuro precursor [18].

Además es aceptado que especies de azufre acuosas con estados de oxidación intermedios entre sulfatos y sulfuros son importantes en el proceso de formación de disulfuros como la Pirita [19, 20, 21].

Figura 6. Comparación de resultados de XPS en la región de S 2p para las muestras de 5,10, 15 y 20 días de exposición a la cepa D. desulfuricans Tabla 1. Análisis por componentes de cada una de las muestras de 5, 10, 15 y 20 días de exposición a la cepa D. desulfuricans, por la técnica de XPS.

Correlación entre los productos de corrosión de sulfuros de hierro con el crecimiento sésil y planctónico de las SRB y la morfología de ataque

Figura 7. Comparación de resultados en la región de S 2p para las muestras de 3 y 21 horas de exposición a la cepa D. desulfuricans determinados con XPS

.Por otra parte, también se analizaron muestras correspondientes a los tiempos de exposición de 3 y 21 horas.

En los espectros resultantes se pudo observar un levantamiento de la señal en valores cercanos a 162 eV, lo cual indicó la presencia de disulfuros asociados a la fase cristalina Pirita (FeS2), pero no se detectaron monosulfuros a estos tiempos de exposición. En lugar de ello, se detectó la presencia de azufre oxidado SOx (Figura 7). Esto, muy probablemente, es indicativo de la oxidación de la muestra a pesar de haber sido debidamente preservada con Glicerina, hecho que puede ser atribuido a la oxidación de los monosulfuros por el largo período de días comprendido entre la extracción de las láminas y el análisis de productos. Desde un punto de vista termodinámico los monosulfuros, tales como Mackinawita y la Greigita, son menos estables que otros integrantes de la familia de los sulfuros de hierro [4], por lo cual es lógico pensar que al ser expuestos a condiciones no adecuadas para su preservación, los monosulfuros son más susceptibles a descomponerse que los disulfuros De los resultados obtenidos mediante XPS, y complementand o con los de XRD, se pudo confirmar que en el proceso de corrosión microbiológica del acero al carbono por SRB la fase en mayor proporción es la Mackinawita.

Los resultados obtenidos para el contaje planctónico, demostraron que la cepa tuvo un crecimiento progresivo durante el período inicial de 24 horas hasta llegar a una fase donde el crecimiento se mantuvo constante hasta los 2 días de exposición (1x1010 cel/mL) y posteriormente disminuyo hasta 1x103 cel/mL. El crecimiento de las bacterias sésiles fue similar al descrito anteriormente. El comportamiento de la curva descrita por el crecimiento sésil de la cepa D. desulfuricans está íntimamente relacionado con las fases contempladas en la literatura [22] para la formación de la biopelícula. Por otra parte, a partir de 1 día de exposición la pérdida de peso aumentó progresivamente, lo cual se correspondió con la morfología de ataque de las láminas de acero expuestas a las bacterias, donde se puede observar que el ataque es en forma de hoyuelos aislados o en cadenetas, aumentando con el tiempo.

La Figura 8 muestra la correlación de estas variables.

Conclusiones 1. La Glicerina preserva los productos de corrosión de sulfuros de hierro generados bióticamente y no induce alteraciones en los resultados de XRD ni en los de XPS. 2. Para los tiempos menores de 1 día,

se detectó una leve presencia de máximos que pueden ser atribuidos a la fase Mackinawita, conformada por poca cantidad de cristales, así como de pequeño tamaño. Mientras que para tiempos de exposición comprendidos entre 1 y 80 días, la fase Mackinawita aumenta en cristalinidad y tamaño, ya que se generan más planos de difracción evidenciado por el aumento en la intensidad de dichos máximos.

3. La técnica de XPS permitió la identificación de monosulfuros (Mackinawita) y disulfuros (Pirita) asociados a la corrosión microbiológica del acero al carbono, permitiendo concluir que en la corrosión microbiológica del acero expuesto a la cepa D. desulfuricans en un medio rico en iones ferrosos, los monosulfuros se encuentran en mayor proporción que los disulfuros; lo cual se mantiene en el tiempo.

4. En periodos de exposición comprendidos entre 1 y 80 días, la pérdida de peso de las láminas de acero al carbono expuestas a SRB se incrementa debido a que la Mackinawita es un compuesto poco adherente y poroso, generándose celdas galvánicas.

Agradecimientos A FONACIT por el soporte financiero suministrado a través del proyecto G200001606 y a la Unidad de Caracterización y Estructura de Materiales del Instituto Zuliano de Investigaciones Tecnológicas (INZIT), Grupo de Investigación en Química Estructural de la Universidad Industrial de Santander (UIS), Laboratorio de Análisis Superficial de PDVSA INTEVEP y Laboratorio de Cristalografía de la Universidad de Los Andes (ULA).

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Booth N#355

[de Pag. 17

Fig. 2. Patrones fotográficos de corrosión en algunos componentes de torre.

En elementos como los amortiguadores del tipo “Stockbridge” y las placas informativas o de identificación, se utilizan los mismos tres grados de corrosión pero el criterio utilizado es el de la funcionalidad del elemento; por ejemplo, el grado 1 de corrosión en las placas indica que aún cuando se observa corrosión en cualquier parte de su superficie, el mensaje se puede leer perfectamente; el grado 2 de corrosión indica que el mensaje se puede leer y entender con algún grado de dificultad debido al ataque corrosivo en su superficie y el grado 3 de corrosión indica que el mensaje presenta mucha dificultad o no se puede leer debido al ataque corrosivo.

Cuando se definen los grados de corrosión se debe tener en cuenta que no solo van a indicar la condición física de los elementos sino que también indicarán el tiempo aproximado en el que la compañía deberá programar los recursos técnicos y económicos para el mantenimiento, en consecuencia, cada grado de corrosión indica una o varias acciones a ejecutar inmediatamente después de realizada la evaluación. De acuerdo con la condición encontrada en los componentes de las líneas, los equipos de mantenimiento deberán ejecutar las acciones establecidas para cada caso.

Las empresas deben asegurarse de que los ejecutores de mantenimiento sean los más idóneos para la evaluación de la corrosión en los componentes de las líneas de transmisión de energía, dado que los resultados económicos dependen de la calidad de la evaluación. · Se recomienda entonces capacitar al personal responsable del mantenimiento en los siguientes temas específicos: · Principios básicos de la corrosión: Donde Identifiquen y comprendan los fenómenos de corrosión más comunes o de mayor ocurrencia en las líneas de transmisión de energía. · Evaluación de condición por corrosión de los componentes metálicos de las torres de transmisión de energía. · Mejores prácticas de mantenimiento.

4. EVALUACIÓN DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA La evaluación de condición por corrosión de los componentes de torres se puede realizar dentro de las rutinas de mantenimiento definidas en cada empresa, incluyendo en los formatos de inspección los puntos de evaluación.

Los formatos pueden ser específicos y exclusivos para la evaluación de este tema, en él se describe la posición exacta de cada uno de los componentes de la torre, con casillas para calificar el grado de corrosión observado en el elemento y espacios para realizar comentarios adicionales.

Cuando se tienen todos los reportes de evaluación de corrosión en las líneas, los ingenieros de mantenimiento o los responsables de la evaluación de las inspecciones deben saber interpretar la información recibida.

3. CAPACITACIÓN DEL PERSONAL La capacitación del personal de mantenimiento debe ser tanto teórica como práctica y se debe hacer especial énfasis en los patrones fotográficos de los criterios de calificación definidos por la empresa.

También deben ser capacitados en la identificación de problemas típicos de corrosión en torres de transmisión de energía, así como en las diferentes alternativas de solución.

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Fotografía 7. Evaluación de corrosión en el sistema de aislamiento de una línea a 500 kV.

Generalmente se definen procedimientos preventivos o correctivos de acuerdo con el tipo de corrosión y el grado de deterioro observado en los elementos. Algunas de las actividades más comunes derivadas de las evaluaciones de corrosión son las siguientes: · · · · · · · · ·

Pintura de torres.

Cambio de perfiles de torres.

Cambio de tornillería.

Cambio de herrajes.

Cambio de amortiguadores.

Cambio de placas informativas.

Cambio de aisladores.

Cambio de cables de guarda.

Cambio de cables conductores.

5. ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA DE LAS EVALUACIONES DE CAMPO Analizando con detalle los reportes de evaluación de corrosión en las líneas de transmisión de energía, se obtienen las zonas geográficas más agresivas, determinando con mucha precisión el número de torres que están involucradas en ellas. Si se profundiza un poco más en el análisis, se observa que las zonas también se pueden dividir en sectores más pequeños debido a la existencia de grupos de torres con diferencias importantes en el nivel de afectación por corrosión como se muestra en la siguiente figura:

Figura 3. Representación esquemática de los niveles de corrosión en las estructuras de un circuito.

La figura 3. muestra como de la torre 1 y la torre 150 la estructura presenta grado 1 de corrosión, entre la torre 150 y la torre 300 la estructura presenta grado 2 de corrosión; el cambio de la tendencia entre la torre 300 a la 325 se da porque se pintaron 25 torres para mejorar su condición, de allí en adelante la tendencia de las estructuras continúa en grado 2 de corrosión.

Si todas las torres de este circuito tienen los mismos años de servicio, se puede concluir entonces que de la torre 1 a la torre 150 existe un nivel de corrosión atmosférica menos agresivo que de la torre 150 en adelante; el cambio de nivel de corrosión de las 25 torres pintadas

muestran claramente las bondades de esta práctica.

De esta misma manera se puede graficar la condición de los aisladores, de los herrajes, de la tornillería, etc. y definir con base en las graficas el alcance de las acciones de mantenimiento para cada línea.

6. PROGRAMACIÓN DE ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO Cuando se realiza una evaluación completa y detallada como la sugerida con esta metodología, lo normal es que al terminar de analizar la información de campo resulte una gran cantidad de actividades por realizar en el corto plazo (casos urgentes).

Para orientar acertadamente los recursos económicos definidos para la atención de los problemas de corrosión urgentes, se recomienda atender en primer lugar las líneas de transmisión de energía consideradas por la compañía como estratégicas o de mayor importancia.

Es conveniente considerar, además de la remuneración económica por este activo los impactos: ambiental, social y el político al momento de definir el orden de prioridad en la atención de los problemas urgentes.

Las líneas de transmisión de energía se deterioran en un orden característico y en un tiempo conocido, lo que da la posibilidad de proyectar los gastos de mantenimiento e inversiones por corrosión a largo plazo.

Para minimizar el impacto de una intervención o reducir sus costos, las líneas se deben identificar y sectorizar de acuerdo con la agresividad corrosiva de las zonas y se debe programar mantenimientos mayores por grupos de torres.

Un mantenimiento mayor puede verse como una práctica costosa en muy corto tiempo, pero las ventajas económicas se ven inmediatamente después de realizado el mantenimiento.

El siguiente esquema fue elaborado para soportar un plan de inversiones a largo plazo en el que se muestra la expectativa de vida útil de algunos componentes principales en una línea de transmisión

de energía instalada en una de las zonas de mayor agresividad corrosiva en el mundo (Morrope-Perú).

En una misma torre de transmisión de energía se puede encontrar componentes metálicos instalados en igual fecha y con diferentes grados de corrosión; algunas compañías tienen como práctica esperar hasta la ocurrencia de la falla del elemento más crítico y durante la atención de la emergencia, cambian los demás componentes en mal estado.

Otras compañías prefieren programar un mantenimiento correctivo y sustituir todos los elementos críticos. Esta última práctica obliga a evaluar regularmente la condición de los elementos que no se reemplazaron, con el agravante de que la velocidad de corrosión en estos, es cada vez mayor y se debe invertir más en horas hombre para su evaluación de condición.

Fotografía 8. Tornillería de estructura de

torre con diferente tiempo de instalación.

En términos generales, la experiencia ha mostrado que el siguiente es el orden de deterioro de los componentes de torre de una línea de transmisión de energía, ubicada en una zona con algún grado de agresividad corrosiva: 1. Amortiguadores del tipo “Stockbridge”.

2. Cables de guarda o apantallamiento.

3. Aisladores.

4. Herrajes.

5. Tornillería.

6. Perfiles estructurales.

7. Cables conductores.

Desde el punto de vista financiero, es una buena opción programar oportunamente mantenimientos mayores Figura 3.

Expectativa de vida útil de componentes de torre en un tramo de línea.

complementados con procedimientos como la recuperación de elementos desmontados por corrosión y la protección anticorrosiva de torres con línea energizada (pintura de torres).

7. PROGRAMAS DE INVERSIÓN A MEDIANO Y LARGO PLAZO Esta es una de las actividades más importantes de la propuesta dado que le permite a las compañías proyectar su flujo de caja en el tiempo y de paso eliminar la posibilidad de falla de elementos atacados por la corrosión.

Conociendo la expectativa de vida útil de los elementos componentes de las líneas y para evitar sorpresas de grandes inversiones por mantenimientos urgentes no planeados, las compañías deben programar partidas presupuestales para la compra de repuestos y la ejecución de los procedimientos definidos para mitigar la corrosión. Como el deterioro por corrosión de los componentes de torre es un proceso relativamente lento, la programación de actividades de mantenimiento puede hacerse hasta por treinta años, sin correr riesgos de falla CONCLUSIONES Con la aplicación de la metodología para el manejo integral de la corrosión en líneas de transmisión de energía eléctrica se evitan accidentes por rotura de elementos afectados por la corrosión, además del pago de compensaciones por la salida forzada de los circuitos.

La metodología propuesta permite la planeación estratégica de los costos que demanda el mantenimiento de los activos atacados por la corrosión.

Las ventajas económicas de la aplicación de la metodología pueden verse y cuantificarse inmediatamente después de cumplido el primer objetivo especifico (Evaluación de actividades y procedimientos de mantenimiento).

Juan Guillermo Maya Montoya Ingeniero Electromecánico, Especialista Tecnológico en Sistemas Automáticos de Control.

Inició su participación en el Grupo ISA en el año 1988, se desempeña como Analista en la Dirección Gestión Mantenimiento de la Casa Matriz.

Actualmente realiza investigaciones y análisis de componentes de líneas y subestaciones fallados por corrosión, así como capacitaciones a los grupos de mantenimiento en las filiales del Grupo Empresarial.[ LATINCORR · 41

CALENDARIO DE CURSOS Corrosiόn Básica Abril 4 – 8, 2011 Tulsa, OK - USA Abril 18 – 22, 2011 Houston, TX - USA Mayo 30 – 03 Junio, 2011 Madrid, España Junio 26 – 30, 2011 Houston, TX - USA

Agosto 8 – 13, 2011 Bogota – Colombia

Mayo 9 – 14, 2011 Lima – Perú

Octubre 3 – 8, 2011 Lima - Perú

CIP Peer Review

Mayo 23 – 28, 2011 Maracaibo, Zulia Venezuela

Octubre 17 – 22, 2011 Buenos Aires Argentina

Marzo 18 – 20, 2011 Houston, TX - USA Abril 4 – 6, 2011 Lima - Perú Mayo 18 – 20, 2011 Marabella – Trinidad

Julio 4 – 9, 2011 Quito – Ecuador

Junio 17 – 19, 2011 Houston, TX – USA

Noviembre 14 – 19, 2011 Buenos Aires – Argentina

CIP Nivel 1 Abril 4 – 9, 2011 Bogotá, Colombia

Octubre 10 -12, 2011 Bogotá - Colombia

Mayo 9 – 14, 2011 Rio de Janeiro, Brasil

CP1 - Cathodic Protection Tester

Junio 5 – 10, 2011 Marabella – Trinidad

Marzo 21 – 26, 2011 Quito – Ecuador

Junio 13 – 18, 2011 Cuernavaca - México

Junio 6 – 11, 2011 Cuernavaca – Mexico

Octubre 24 – 29, 2011 Maracaibo, Zulia Venezuela

Junio 13 – 18, 2011 Madrid, España

CIP Nivel 2 Abril 10 – 15, 2011 Houston, TX – USA Junio 12 – 17, 2011 Marabella – Trinidad Junio 20 – 25, 2011 Cuernavaca – Mexico

Junio 13 – 18, 2011 Cuernavaca – Mexico

Noviembre 7 – 12, 2011 Buenos Aires Argentina CP2 – Protecciόn Catόdica Technician Abril 4 – 9, 2011 Bogota - Colombia

Noviembre 21 – 26, 2011 Rio de Janeiro Brasil CP3 – Cathodic Protection Technologist Marzo 6 – 11, 2011 Houston, TX - USA Agosto 8 – 13, 2011 Bogota - Colombia Agosto 22 – 27, 2011 Lima - Peru CP4 – Protecciόn Catόdica Specialist

CP Interference Agosto 22 – 27, 2011 Buenos Aires Argentina Corrosión Interna Para Tuberías (Básico).

Junio 20 – 24, 2011 Cuernavaca - Mexico Octubre 17 – 21, 2011 Lima – Peru Noviembre 21 – 25, 2011 Maracaibo, Zulia Venezuela Control de Corrosiόn en Refinerías.

Junio 6 – 10, 2011 Maracaibo, Zulia Venezuela

Julio 25 – 30, 2011 Maracaibo, Zulia Venezuela

Para más información visite www.nace.org o envíe un email a Info@latincorr.com

LISTA DE EVENTOS FECHA Marzo 13 – 17, 2011 Marzo 14 – 17, 2011 Marzo 21 – 23, 2011

LUGAR Houston, TX – USA Edmonton – Canada Houston, TX – USA

Marzo 28 – 31, 2011 Marzo 29 – 31, 2011 Abril 04 – 05, 2011

EVENTO Conferencia de NACE 2011 World Heavy Oil Congress 2011 SPE Americas 2011 E&P Health/Safety/Security Environmental Conference Marcellus Midstream Conference & Exhibition International Petrochemical Conference 2011 Conferencia Regional ARPEL European Coatings Show 2011 Pipeline Technology Conference 2011

Abril 04 – 08, 2011

III Congreso Cubano de Petróleo y Gas

La Habana – Cuba

Abril 05 – 07, 2011

Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition API Pipeline Conference Rio Gas Forum 2011 Latin American Industrial Gases Conference 2011 XIV Congreso annual de Naturgas

Cartagena – Colombia

Coatings Society of the Houston Area – Annual trade Show OTC 2011 XI Congreso Nacional de Corrosión, II Congreso Internacional de Integridad y foro Iberoamericano de Corrosión y Protección VII Congreso Internacional de Minería, Petróleo y Energía 17 th Annual Latin Oil & Gas Week 2011

Pasadena, TX – USA

ILTA 2011 Gas & Oil conference North Amnerica 2011 Congreso Mexicano de Petroleo Brasil Offshore Exhibition Conference

Houston, TX – USA Calgary, AB – Canada

SPE Americas Unconventional Gas Conference API Inspection Summit & Expo SGA Operating Conference Shale Gas World LatAm 2011 Conferencia del DOD

The Woodlands, TX – USA

Marzo 21 - 23, 2011 Marzo 27 – 29, 2011

Abril 12 – 13, 2011 Abril 12 – 15, 2011 Abril 14 – 15, 2011 Abril 14 – 15, 2011 Abril 15, 2011 Mayo 02 – 05, 2011 Mayo 04 – 06, 2011

Mayo 12 – 14, 2011 Mayo 25 – 27, 2011 Junio 06 – 08, 2011 Junio 07 – 09, 2011 Junio 08 – 11, 2011 Junio 14 – 17, 2011 Junio 14 – 16, 2011 Junio 24 – 27, 2011 Julio 12 – 14, 2011 Julio 25 – 27, 2011 Julio 31 – 5 Agosto, 2011

Pittsburgh, PA – USA San Antonio, TX – USA Punta del Este – Uruguay Nuremberg – Alemania Hannover Messe – Alemania

San Antonio, TX – USA Rio de Janeiro – Brasil Rio de Janeiro – Brasil.

Cartagena - Colombia

Houston, TX – USA Bucaramanga - Colombia

Cartagena - Colombia Rio de Janeiro – Brasil

Puebla – Mexico Rio de Janeiro - Brasil

Galveston, TX – USA Jacksonville, FL – USA Buenos Aires – Argentina La Quinta, CA – USA

SEÇÃO EM PORTUGUÊS

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CTDUT INAUGURA, EM 2011, UNIDADE PILOTO PARA TESTES EM PROTEÇÃO CATÓDICA Entidade Tecnológica Setorial (ETS) brasileira, o Centro de Tecnologia em Dutos – CTDUT inaugura, no primeiro semestre de 2011, uma unidade piloto para Testes em Proteção Catódica, Pesquisa e Avaliação de Revestimentos Anticorrosivos em Dutos no país.

A Unidade Piloto de Proteção Catódica (UPPC) permitirá a realização de testes e simulações de situações encontradas no campo, através da instalação de dutos enterrados, revestidos com diferentes tipos de revestimento anticorrosivos, protegidos por um sistema de proteção catódica, composto por retificadores, leitos de anodos e pontos de teste.

A instalação foi viabilizada após a assinatura, em outubro de 2009, de um termo de cooperação com a Petrobras, que irá custear a unidade com verba da Clausula de Investimentos em P&D (Pesquisa e Desenvolvimento) previstas nos contratos de concessão.

Com esta estrutura poderão ser simuladas condições técnicas muito próximas às de campo, possibilitando o teste de novas tecnologias e novas práticas, além do estudo de situações hoje existentes para aumentar a compreensão de possíveis problemas e suas soluções.

O principal objetivo da unidade é apoiar projetos de P&D de empresas, universidades e centros de tecnologia.

O mercado de aplicação desta tecnologia é bastante amplo, abrangendo desde transportadoras e distribuidoras a empresas que possuam dutos enterrados ou marítimos, além daquelas que oferecem serviços e equipamentos na área de proteção catódica.

Além disto, a instalação permitirá atender completamente os requisitos da Norma NBR 43:000.03-001 (Critérios para qualificação e certificação de profissionais de proteção catódica) da ABNT/CB-43 - Comitê Brasileiro de Corrosão, sendo, portanto, fundamental para a adequada capacitação de pessoal para atuar na área. A Associação Brasileira de Corrosão (ABRACO) já está se estruturando para o treinamento e certificação profissional na área, com previsão de uso das instalações do CTDUT para a parte

prática e testes de qualificação.

As facilidades da UPPC Em uma área de aproximadamente 1400m² será construído um prédio de dois pavimentos com elevador. No primeiro pavimento, funcionará um laboratório de ensaios, testes e avaliação de revestimentos, uma sala para pesquisas e depósito de equipamentos. No segundo pavimento, será construída uma sala de aula com capacidade para 30 alunos e um espaço para a realização de reuniões e videoconferências, totalizando aproximadamente 270,00 m² de área construída.

Nos limítrofes da área externa ao prédio serão enterrados um duto de 10” de diâmetro com 94,0 metros de comprimento revestido com polietileno em tripla camada, com uma junta isolante monolítica e uma junta isolante convencional para flange; um duto de 22” de diâmetro com 17,0 metros de comprimento revestido com coaltar e um outro duto de 22” de diâmetro, com 17,0 metros de comprimento sem revestimento. Além de um tubo camisa com 6,0 metros de comprimento e um tanque de 2,0 metros de diâmetro e um trilho de trem de 10,0 metros de comprimento.

Para estas estruturas metálicas serão instalados um sistema de proteção catódica, constituído de três retificadores (um manual analógico e um automático digital, para proteção das estruturas metálicas, e um automático digital, para simulações de correntes de interferências dinâmicas); duas drenagens de corrente; quatro leitos de anodos inertes, sendo 1 de anodo flexível de 17metros de comprimento; três leitos de anodos galvânicos; dois pontos de teste em moirão de concreto e 4 pontos de teste em caixa de alumínio; caixas de cabos positivos e caixas de cabos negativos; três semi-células de referência permanente de Cu/CuSO4. Além de uma caixa de controle operacional de todos os equipamentos, onde será possível simular, para cada equipamento, situações reais encontradas em campo.

O projeto disponibilizará, também, equipamentos e instrumentos de medições para uso nas inspeções das instalações e aulas práticas de treinamento dos alunos dos cursos das empresas e instituições de ensino e pesquisas na área de proteção catódica.

Dentre eles, multímetros digitais, registradores digitais de potencial, chaves de sincronismo operadas por satélites, medidores de resistividade elétrica de solo, terrômetros alicate para solo, terrômetros para concreto, megômetros para ensaio de isolação elétrica, medidor de potencial passo a passo, equipamento de localização de dutos e de falhas de revestimento (PCM), semi-células portáteis de Cu/CuSO4, Ag/AgCl e zinco, osciloscópio e controle de umidade automático.

Tudo isso garantirá a implantação de uma infra-estrutura capaz de atender às mais variadas demandas, desde estudos em proteção catódica e avaliação de revestimentos anticorrosivos, treinamentos e simulações de campo, realização de provas práticas, capacitação de profissionais e desenvolvimento de pesquisas, testes e estudos.

Um laboratório em escala real – Centro tecnológico destinado ao desenvolvimento na área de dutos, o CTDUT foi inaugurado em 2006 graças a uma parceria entre Petrobras, Transpetro e Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-RJ).

Localizado no município de Duque de Caxias, no Rio de Janeiro, próximo à Transpetro, a Refinaria de Duque de Caxias (REDUC) – hoje a mais completa e complexa refinaria do sistema Petrobras –, e outras empresas petroquímicas, o surgimento do CTDUT ampliou a capacidade experimental do parque tecnológico brasileiro e atendeu à demanda do setor de dutos por instalações aptas para a realização de demonstrações práticas, testes em escala real, qualificação técnica e estrutura tecnológica e laboratorial para pesquisa e desenvolvimento de inovações tecnológicas.

Contando com recursos do Fundo Setorial de Petróleo e Gás (CTPetro), vinculado ao Ministério da Ciência e Tecnologia (MCT), através da Financiadora de estudos e projetos (FINEP) e da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o Centro tem, entre seus associados, empresas, universidades, instituições de ensino e pesquisa e organizações

representativas da indústria como o Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial (Inmetro), o Instituto de Pesquisas Tecnológicas (IPT) e o Instituto Nacional de Tecnologia (INT).

Serviços tecnológicos – Em uma indústria em constante busca por soluções inovadoras, eficientes e tecnologia avançada, para as empresas, o CTDUT contribui desde a fase de testes de seus produtos até a demonstração de suas aplicações para o mercado, constituindo-se em uma vitrine do setor, e oferecendo ampla gama de serviços para a comunidade dutoviária.

Atento às necessidades das empresas de bens e serviços e sintonizado com as oportunidades e demandas de desenvolvimento tecnológico, o CTDUT provê soluções específicas e serviços que visam aumentar a competitividade do setor, buscando ser um elo qualificado entre universidades, centros de pesquisa e indústria.

O CTDUT tem proporcionado apoio tecnológico às empresas do setor de petróleo e gás, de todos os portes, nacionais e internacionais, ajudando a solucionar problemas que inibem o desenvolvimento do setor.

As demandas mais comuns são para a realização de ensaios, nas instalações do Centro, que permitem testar corpos de prova em escala real, quer seja na fase de desenvolvimento de produtos como também na área de integridade estrutural, para identificar o desgaste e a resistência dos materiais. Outra demanda bastante significativa é a utilização das instalações para a realização de demonstrações de produtos para potenciais clientes brasileiros e/ou sul americanos, especialmente quando tais demonstrações em dutos ativos podem oferecer riscos às instalações ou à atividade de transporte.

Pré-sal – O Brasil passa por um momento importante, de grandes expectativas. O

crescimento da produção de petróleo e gás em poucos anos, com a entrada em operação dos projetos na região do présal, exigirá maior escoamento e distribuição. O país deve alcançar algo em torno de 3,9 milhões de barris por dia em 2020.

Para o setor dutoviário, os desafios tecnológicos para a produção de óleo e gás a partir dos reservatórios do pré-sal, estão diretamente relacionados com as condições encontradas em profundidades superiores a 2.000 metros de lâmina d'água. Este ambiente de produção desafiador demandará, por exemplo, revestimentos de alto isolamento térmico, capazes de manter ou minimizar a redução de temperatura do óleo produzido, sem, no entanto, aumentar significativamente o peso dos risers e seus custos. Outro obstáculo será a presença de fluidos agressivos, a presença de dióxido de enxofre, CO2, água de alta salinidade, cuja combinação com o óleo e o gás provoca o desgaste e corrosão acentuada nos risers e dutos atualmente disponíveis.

Além disso, o escoamento da plataforma de produção ao continente, quando a opção for através de duto, apresenta o desafio construtivo de dutos que deverão ser assentados a mais de 2.000 metros e em distâncias

superiores a 200 Km. Em um segmento que necessita que suas unidades de produção tenham vida útil superior a 20 anos, a opção pelo uso de novos materiais ou o emprego de produtos já conhecidos, mas que consistem em uma inovação se aplicados ao setor dutoviário –como é o caso do uso da fibra de carbono em risers com mais de 8 polegadas de diâmetro interno –, são fundamentais para a integridade e longa vida das instalações, permitindo a produção, tanto na questão do escoamento quanto na injeção de CO2 ou outros fluidos, com segurança e custos razoáveis.

O Centro tem participado de pesquisas relacionadas com o isolamento térmico de risers, em conjunto com a PUC-Rio, e, no momento, vem analisando a construção de novos laboratórios e a adequação de algumas de suas instalações para atender as demandas da comunidade dutoviária frente aos desafios do pré-sal.

Estamos preparados para as oportunidades futuras. Temos tecnologia, capacitação, e a parceria estratégica com entidades de ensino e pesquisa, e empresas fornecedoras de bens e serviços que estão em condições de participar desse desafio.