Volumen 4, Numero 1 - Marzo 2013 by LATINCORR

Presentando el Instituto NACE International

Aplicación de sistemas distribuidos de protección catódica para bases de tanques de almacenamiento de hidrocarburos Sistema de Gerenciamiento de Integridad de Líneas de Flujo y Producción de Pozos PORTUGUÊS

Corrosão sob tensão em equipamentos hidromecânicos de usinas hidrelétricas

LLEVANDO LA TECNOLOGIA AL FRENTE

Hace 30 años, un revolucionario sistema dirigido a la industria del petróleo/gas fue desarrollado por PIKOTEK para resolver los problemas generados por la creciente corrosión. Este Nuevo y patentado sistema fue llamado VCS (Very Critical Service - Servicios Muy Críticos) y dio solución a cuatro problemas principales: Mitigar la corrosión y/o erosión en las caras internas de las bridas inducidas por el flujo/fluido, prevenir corrosión galvánica entre bridas de metales disímiles, proveer aislamiento duradero y confiable para los sistemas de protección catódica y garantizar total sellado incluso a muy altas presiones, en cualquier tipo de brida (RTJ, RF, FF y combinaciones de ellas) y bajo los efectos de esfuerzos severos tales como momentos de flexión (bending moment) y torsión en las bridas. En el interín, las demandas de los usuarios han evolucionado lo cual ha llevado a PIKOTEK a dar un paso al frente y desarrollar EL ÚNICO KIT AISLANTE Y FIRE SAFE DEL MUNDO el cual mantiene las propiedades y ventajas arriba listadas para el conocido kit VCS y además pasa las rigurosas exigencias de la prueba de fuego API 6FB (3ra edición). El nombre de este nuevo kit, producto de años de investigación, es VCFS (Very Critical Fire Service). Durante operación normal el kit VCFS funcionará con la misma eficiencia probada por años del kit VCS, sin embargo, en caso de un inesperado (pero siempre posible) incendio un revolucionario sello secundario proveerá la protección necesaria para permitir que los sistemas anti-incendio controlen la emergencia antes de que el fuego se extienda por toda la planta reduciendo significativamente de esa forma el daño, impacto económico, impacto ecológico y, más importante, la potencial pérdida de vidas humanas. La principal diferencia entre VCS y VCFS es el sistema metálico de sellado secundario revestido con un polímero aislante desarrollado por Pikotek el cual provee hermeticidad durante el fuego. Otra diferencia son las nuevas arandelas aislantes, llamadas HCS, que sustituyen al usual par de Resina/Acero y que garantizan que el torque de apriete de las bridas se mantendrá durante el fuego. Los resultados en aislamiento han sido impresionantes, con valores de resistividad (al aplicar 1000V a la tubería) de hasta 45 gigaohms. Igualmente, los resultados en cuanto a fugas durante un incendio pasan con creces las exigencias del Fire Test API6FB 3ra edición. La combinación de diseño y tecnología en el kit PIKOTEK VCFS le ofrece a los usuarios la seguridad que ellos requieren en campo a la vez que, desde el punto de vista económico, aseguran la mejor relación costo-beneficio. PIKOTEK continua trabajando junto con la industria para proveer soluciones ingenieriles para incrementar seguridad y cuidado ecológico. Para información más detallada, por favor contáctenos y estaremos muy complacidos de ayudarlos en este sentido y en la obtención de ahorros generales en sus costos.

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

33a Conferencia Internacional y Exposiciﾃｳn Comercial

RESERVE ESTA FECHA SESIONES EN ESPAﾃ前L

3-5 JUNIO, 2013

CONTENIDO PORTUGUÊS

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Sistema de Gerenciamiento de Integridad de Líneas de Flujo y Producción de Pozos

Aplicación de sistemas distribuidos de protección catódica para bases de tanquesde almacenamiento de hidrocarburos

Presentando el Instituto NACE International

Noticas Latincorr

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Corrosión bajo tensión por carbonatos en tuberías de transporte

Notícia PORTUGUÊS Corrosão sob tensão em equipamentos hidromecânicos de usinas hidrelétricas

NU EST RO S Gracias por su apoyo!

C L IE N T ES At Rice Univerity

DOSIMIZER

EDITOR EN JEFE Carlos A. Palacios T. LATINCORR, LLC. 23501 Cinco Ranch Blvd. Suite H120-905 Katy, TX 77494, USA Telf: +1 (713)984-4774

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Para más información nos puede contactar a: Info@latincorr.com

COMITÉ TÉCNICO DE LA REVISTA: Fabián Sánchez, OCP, Quito, Ecuador Ernesto Primera, CIMA-TQ /ASME Latinoamérica, Lechería, Venezuela Lorenzo Martínez, Corrosión y Protección, Cuernavaca, México. Juan José Manzano, Technip, Houston, USA José Luis Mora, PEMEX, D.F., México Miguel Sánchez, Universidad del Zulia, Maracaibo, Venezuela Matilde de Romero, Universidad del Zulia, Maracaibo, Venezuela Tony Rizk, Boardwalk Pipeline, Houston, TX, USA Enrique Vera, Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia, Tunja, Col. Alfredo Viloria, PDVSA-INTEVEP, Los Teques, Venezuela Simón Suarez, CITGO, Houston, TX, USA Alberto Valdéz, GL Noble Denton, Houston, TX, USA Rafael Rengifo II, Phillips 66 en Houston, USA

VENTAS Y MERCADEO: Carlos A. Palacios V. sales@latincorr.com EDITOR GRÁFICO Surama Gyarfas Nazar sgyarfasn@gmail.com CORRECCIÓN DE TEXTOS Inversiones FIT4LIFE SUBSCRIPCIONES: subscription@latincorr.com NACE International no se hace responsable, ni aprueba la información contenida en esta revista.

E D I T O R I A L

Bienvenidos a NACE 2013…… LATINCORR fue seleccionada por el Houston Community College (HCC) para llevar y traducir toda la información referente al programa de corrosión que se lleva en esa Institución. Resulta ser que con nuestro apoyo, el apoyo de otros colegas y en especial del National Corrosion Center (NCC) de la Universidad de Rice, liderado por Emilio Peña, el HCC a partir del semestre de Otoño del 2013 comenzará con un programa de corrosión donde las personas podrán recibir un título de “Associate Degree in Corrosion”. Esto se traduciría en una especie de Diplomado en Corrosión. Pero esto no se queda aquí, ya estamos trabajando para lograr un título universitario en Ingeniería de Corrosión que sería otorgado bien sea por la Universidad de Texas A&M o la Universidad de Rice, esto está por definirse. La misión de LATINCORR en todo esto es llevar la información y promover estos grados de colegiatura y futuro grado universitario a todos los rincones de Latinoamérica y además apoyarlos en la traducción del material didáctico. En este sentido nos gustaría hacer un llamado a las Universidades y otras instituciones que dictan cursos, e inclusive tienen especializaciones y maestrías para que contribuyan con el programa que se desarrolla en Houston. Pensamos que es una excelente oportunidad de integración entre instituciones de Latinoamérica y USA. Aquellos educadores e instituciones que estén interesados, por favor ponerse en contacto con nosotros al info@latincorr.com Por otro lado, NACE ha empleado a Tommy Tam para trabajar directamente con las diferentes secciones de Latinoamérica e impulsarlas a la integración con NACE International. Tommy Tam ha estado viajando muy frecuentemente a los diferentes países para conocer las diferentes realidades y está haciendo un gran trabajo. No se extrañen de verlo haciendo diferentes visitas a las secciones. La beca LATINCORR-CIMA TQ este año de nuevo se realizó el otorgamiento a un estudiante de Colombia. Necesitamos el apoyo para que todos los estudiantes de Latinoamérica participen en esta beca.

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

Sistema de Gerenciamiento de Integridad de Líneas de Flujo y Producción de Pozos ANTECEDENTES

José G. Aranguren R., Nelson A. Betancourt C., Daniel Luna Orosco - Integrity Assessment Services - BG Bolivia

El principal objetivo de un operador de un sistema de transporte de hidrocarburos es transportar sus productos de manera segura, precautelando la integridad de sus instalaciones y asegurando que sus acciones no generen efectos adversos sobre sus empleados, el medio ambiente, el público o sus clientes.

El desarrollo de un Sistema de Gerenciamiento de Integridad de Líneas (SGIL) busca prevenir posibles fallas en las líneas, y en caso de que ocurran, minimizar el efecto de las mismas por el impacto que se pueda generar. El modelo del Sistema de Gerenciamiento de Integridad de Ductos que se formula en este trabajo, contempla los mecanismos básicos que deben tomar en cuenta los operadores de líneas para evaluar continuamente los riesgos que representan estos importantes activos, con el fin de tomar las decisiones necesarias para reducir el número de incidentes, lo mismo que los efectos adversos por errores cometidos en el manejo, operación y mantenimiento de sus ductos. El presente trabajo comprende la experiencia en el desarrollo de un Sistema de Gerenciamiento de Integridad para Líneas de Flujo y de Producción de Pozos de la empresa operadora BG Bolivia, como medio de control del riesgo del Sistema de Líneas de transporte de hidrocarburos de esta empresa.

reo de programas de mantenimiento de líneas, además de la experiencia y soporte técnico de la empresa Integrity Assessment Services (IAS). Adicionalmente, el SGIL se soporta en el desarrollo de los procedimientos necesarios para hacer la evaluación de integridad y reparación de las líneas, así como la revisión de las responsabilidades y determinación de las competencias del personal que debe llevar a cabo la gestión de integridad de las líneas, conjuntamente con los indicadores de gestión necesarios que permitan medir la efectividad del plan.

OBJETIVOS DEL SGIL Los objetivos que persigue el Sistema de Gestión de Integridad de Líneas son: • Identificar el riesgo que representan las líneas. • Modelar la evaluación y mitigación de riesgos. • Desarrollar los planes de inspección y acciones de mantenimiento en función del riesgo. • Elaborar el plan de capacitación para el personal. • Desarrollar los indicadores de gestión y plan de auditorías para la evaluación del sistema. • Definir los procedimientos de inspección y reparación requeridos.

METODOLOGÍA APLICADA En la Figura 1 se presenta la Metodología que se aplicó para llevar a cabo la estructuración del SGIL.

Para el desarrollo del mencionado Sistema, se integraron diversas metodologías de Integridad Mecánica y Confiabilidad sobre la base de la Inspección Basada en Riesgo de API. El marco de referencia queda establecido en las normativas ASME B31.8S y API Std 1160, soportado por el Código de Regulaciones Federales 49 Parte 195 (CFR 195) de EE.UU., API RP 581 y API Pub 353; así como en normativas, documentos técnicos y experiencias propias del operador para el diseño, planeación, ejecución y monito-

Figura 1: Esquema del Modelo del Sistema de Gerenciamiento de Integridad de Líneas

De acuerdo con la metodología expuesta, el trabajo estuvo estructurado en tres fases:

Fase 1: Diagnóstico y dimensionamiento de las líneas. Esta fase incluye el levantamiento de toda la información de las líneas, la cual sirve para determinar la línea base desde donde se partirá para hacer el estudio. Esta fase cuenta con las siguientes actividades: • Recopilación y análisis de la información de las líneas. • Definición de las Áreas de Alta Consecuencia o HCA (“High Consequence Área”). • Segmentación de las líneas. • Identificación de amenazas a la integridad de las líneas.

Fase 2: Determinación del nivel de riesFigura 2: Esquema de la ubicación del tendido de líneas

go y desarrollo del plan de inspección y mantenimiento. En esta fase se determinan los niveles de riesgos de cada uno de los segmentos que componen las líneas de manera de tratarlos individualmente y poder desarrollar los planes de mantenimiento ajustados a su nivel de riesgo. Esta fase abarca las siguientes actividades: •Cálculo de la probabilidad de ocurrencia de eventos. •Cálculo de las consecuencias de fallas (Potencial Área de Impacto PIA). •Determinación del nivel de riesgo y matriz de riesgo. • Mapa de riesgo y de consecuencias. •Desarrollo de Plan Base Inicial de Inspección y Mantenimiento por segmento de tubería definido como: - Plan de acciones inmediatas. - Plan de inspección basada en riesgos a mediano y largo plazo. - Plan de inspección y mantenimiento rutinario.

Tabla 1: Clasificación de las Amenazas a la Integridad de las Líneas según ASME B31.8S

Figura 04: Esquema para calcular la probabilidad de falla Pf(t) de cada segmento

Tabla 2: Categorización de los Niveles de Consecuencias de Falla

Figura 6: Matriz de riesgo por segmentos

Figura 05: Esquema para la definición de las potenciales áreas de impacto

Fase 3: Mitigación de riesgos / Control del sistema de gerenciamiento de líneas. En esta fase se determinan las actividades de mitigación requeridas para cada segmento de tubería en función del nivel de riesgo que representa, de manera de atacar las amenazas activas que puedan interferir contra la integridad del segmento y que pueda generar un alto impacto. Las actividades asociadas a esta fase son: • Desarrollo de los procedimientos de inspección y reparación de líneas. • Elaboración del Plan de capacitación del personal. • Determinación de los Indicadores de gestión. • Evaluación de la efectividad del sistema de gerenciamiento de líneas.

Figura 07: Mapa de Riesgo de los segmentos

• Retroalimentación del sistema de gerenciamiento. • Determinación de un programa de Auditorías al SGIL.

• Se generó un plan base de inspección y de mantenimiento en función al riesgo, que incluye: - Plan de acción inmediato (a corto plazo), dirigido a evitar posibles fallas inminentes. - Plan a mediano y largo plazo, apegado en función del nivel de riesgos de los segmentos. - Plan rutinario, orientado a identificar y mitigar de manera temprana condiciones que puedan conllevar a la reducción de la vida útil de las líneas. • Se desarrollaron los procedimientos de inspección y reparación de líneas direccionados por cada una de las amenazas identificadas. • Se identificaron las brechas de competencia del personal involucrado en base a las cuales se elaboró su plan de capacitación.

• Se desarrollaron indicadores de gestión y planes de auditorías que permitirán evaluar el desempeño del SGIL.

RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES

• Mediante el SGIL la empresa operadora BG Bolivia pudo diagnosticar las condiciones de los diferentes segmentos de tubería y determinar el nivel de riesgo de cada uno.

• Implementar los planes de inspección y mantenimiento desarrollados con el fin de mantener el resguardo de la integridad de las líneas. • Incluir el plan de capacitación elaborado para el personal de integridad de líneas en su programa de desarrollo de carrera.

• Implementar los indicadores de gestión y el plan de auditorías como parte esencial y medidas de control del SGIL. • Una vez implementado el plan de mantenimiento, se deberá retroalimentar el SGIL de manera que se pueda recalcular el nivel de riesgo y cerrar el ciclo de la metodología. • Divulgar la metodología empleada para mejorar la toma de decisiones al momento de seleccionar estrategias de mantenimiento en redes de tuberías, de manera que esta experiencia sirva de referencia para otras empresas operadoras.

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

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

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

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

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

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

www.ohio.edu/corrosion corrosion@ohio.edu www.ohio.edu/corrosion 740.593.0283 corrosion@ohio.edu 740.593.0283 11

Corrosión bajo tensión por carbonatos en tuberías de transporte La corrosión bajo tensión por carbonatos (CBT) es el término aplicado a las grietas que se producen junto a las soldaduras de acero al carbono bajo la acción combinada de la resistencia a la tracción y corrosión en los sistemas que contienen carbonatos. Estudios con enfoques experimentales y teóricos sobre el mecanismo de corrosión bajo tensión o stress corrosión cracking (SCC) de los aceros grado API de tuberías en entornos de pH casi neutro y altos han sido realizados en diferentes partes del mundo desde los años 60. El tema de las investigaciones incluía susceptibilidad a corrosión bajo tensión en condiciones de prueba en diferentes medios y concentraciones de los mismos. El potencial de PC aplicado, el valor del pH de la solución y el grado de esfuerzos de tensión aplicados facilitan el proceso de agrietamiento induciendo una mayor susceptibilidad a la corrosión bajo tensión, lo que sugiere que la disolución en la punta de grieta y la entrada de hidrógeno están involucrados en el proceso de agrietamiento.

En el actual trabajo se presenta los resultados de la evaluación del mecanismo de daño del material de una tubería de transporte de crudo en Colombia, encontrándose que las características fractomecánicas y las discontinuidades tipo picados observadas en su superficie y la caracterización de algunos depósitos, reveló que el fenómeno de corrosión que favoreció el agrietamiento fue inducido por la presencia de carbonatos disueltos en un medio corrosivo, cobrando importancia un proceso de agrietamiento por carbonatos (SCC) como posible mecanismo de fallo.

PALABRAS CLAVES

José Martin Lizcano Contreras, Ludwing A. López Carreño (ECOPETROL S.A.), Diana Benavides, Alban Jaimes, (UT TIP PETROLABIN) Contacto: jose.lizcano@ecopetrol.com.co

Corrosión bajo tensión (SCC) pH Fractomecánica

En Colombia como en los EE.UU y Canadá se cuenta con grandes extensiones de tubería de transporte de hidrocarburo y sus derivados, alrededor de 7000 Km de ductos, siendo Colombia uno de los países con mayor extensión de tubería enterrada en Latinoamérica, esto debido a la situación política y geográfica. Adicional la geografía Colombiana es heterogénea y quebrada, hecho que puede generar movimientos de masas de tierra cuando se satura el terreno. Los movimientos de masas pueden generar esfuerzos actuantes sobre la tubería y causar deterioro del recubrimiento. Este tipo de daños en el recubrimiento protector inducen pequeños defectos en las superficies de las tuberías, que además de la presencia de ambientes agresivos, pueden inducir un potencial fallo del componente, promovido por un fenómeno de corrosión bajo esfuerzo (SCC). La corrosión bajo tensión (CBT) o Stress corrosión Cracking, (SCC) es un fenómeno por el cual un material, por acción de cierto tipo de medio ambiente corrosivo, se fractura a valores de tensión muy inferiores a los esperados. Se conoce que hay varios tipos de corrosión bajo tensión que dependen del medio y del material afectado. La corrosión bajo tensión por carbonatos es el término aplicado a las grietas que se producen jun-

to a las soldaduras o adyacentes a las mismas bajo la acción combinada de la resistencia a la tracción y corrosión, en los sistemas que contienen carbonatos. Estudios con enfoques experimentales y teóricos sobre el mecanismo de corrosión bajo tensión (SCC) de los aceros grado API de tuberías en entornos de pH casi neutro y alto han sido realizados en diferentes partes del mundo desde los años 60. El tema de las investigaciones incluía susceptibilidad a corrosión bajo tensión en condiciones de prueba en diferentes medios y concentraciones de los mismos. Este tipo de pruebas de corrosión bajo tensión se han llevado a cabo principalmente mediante ensayos de velocidad de deformación lenta (SSRT) y modelado utilizando un análisis elástico-plástico. También ha sido medida la distribución de hidrógeno alrededor de la punta de grieta del SCC y el papel del hidrógeno en el proceso de agrietamiento. La carga o esfuerzos es el parámetro más importante en el mecanismo de SCC. La carga cíclica se considera un factor muy importante, y las Inclusiones no metálicas también han tenido correlación a la iniciación de SCC. En Colombia se han desarrollados análisis de falla por posibles mecanismos de daño por SCC por carbonatos, sin embargo, es un fenómeno poco conocido, y para el cual no se ha desarrollado investigación ni métodos de mitigación. El presente artículo describe la metodología de análisis de falla diseñado en el Instituto Colombiano del Petróleo ICP - Ecopetrol S.A, que comprende la evaluación inicial del de la sección de tubería afectada y la determinación del posible mecanismo de daño, con lo cual se pretende identificar y valorar el riesgo de ocurrencia de falla, evaluando el mecanismo de falla en función a los factores que afectan

Rafael Rengifo II

se une al Comité Técnico de Latincorr

Rafael, amigo y colega de muchos años se une a nuestro Comité Técnico y en esta edición comparte con nuestra comunidad su visión de Latincorr. Rafael es Ingeniero de Materiales egresado de la Universidad Simón Bolívar – Venezuela con 24 años de experiencia en Confiabilidad de Equipos Estáticos, Integridad Mecánica y Corrosión. Actualmentese desempeña como Ingeniero Senior de Integridad de Facilidades en Phillips 66 en Houston, USA y en el pasado ha ocupado posiciones como Gerente Técnico, Jefe de Inspección, Ingeniero de Confiabilidad, Ingeniero de Corrosión y Líder de Integridad de Tanques en varias compañías petroleras y como empresario. Rafael es un activo miembro certificado, escritor y ponente en organizaciones internacionales como API, AWS, NACE e ILTA.

: tores de Latincorr Saludos amigos lec

Comité Técnico formar parte del a n ió ac vit in la n ado co ctiva sobre la de haber sido honr ustedes mi perspe d n da co ni r tu rti or pa op m la co En leo y gas. querido industria del petró sa publicación, he la io de tig es ro pr tu fu ta y es al de te actu érica en dos corr en el ambien stas de Latinoam ni relevancia de Latin sio rro co de ad . comunid Bio-Combustibles tunidades para la el creciente uso de y le” Veo grandes opor ha “S l de n de accesar a s : La revolució e ahora se tiene qu d nuevas tendencia da ni tu or op ganizacioa esta ne a retar a las or hale” como llaman vie , “S l les de ab n nz ció ca lu al vo in La re manda de tes eran mos apoyar tal de ocarburos que an de dr hi po o de m s co to a ien to yacim les en cuan es de profesiona nencial. nes y comunidad do de forma expo ien ec cr ta es los nuevos e qu la refinación de en n personal calificado sió rro co de r nuevos lemas necesidad de crea cuchar sobre prob la es én a bi os m m ta za el; en es m Ya co todos los y Bio-Di manejo de Etanol de oportunidad a o el ud en cr y , el r le” va ha “s lle crudos la exporto para y almacenamien fraestructura para rte in a po un ns tra da to de r lla as sistem desarro oamérica. y la necesidad de al incluye a Latin n, cu ió lo ac , fin do re un m de s el centro e USA hacia usiones tos refinados desd io para iniciar disc ed m te tación de produc len ce ex corr es un ar con las la vez de continu ta, la revista Latin a vis s, de cia o en nt nd pu i te m el área Desde dos nuevas mos disfrutado en ación sobre estas s de Latincorr he re to Aplicalec y compartir inform as o m ev co Nu s s que todo Corrosión y ne de cio as ica lem bl ob pu s Pr te de excelen ica, Análisis Integridad Mecán de programas de s. somos s No Destructivo ónico, y más aun ciones de Ensayo momento protag te es ico de en s cn te Té en ité es el Com nados de estar pr Latincorr. Desde de s ntrivé co tra Somos muy afortu te a en os am ás activ de estar conectad ad a participar m id un m co muy afortunados . ta os es ici rv en se invitarles a todos evos productos y Latincorr quiero o promoción de nu m co í as s, ea id e ulos Rafael Rengifo II buyendo con artíc

la integridad de línea y de las barreras de protección que impiden que este tipo de mecanismos se desarrollen, lo cual podrá permitir desarrollar un plan de mitigación enfocado a la disminución del riesgo de falla por corrosión bajo tensión por carbonatos en líneas de transporte.

todo el mundo, incluyendo Australia, Rusia, Arabia Saudita, Sudamérica y otras partes del mundo. En Colombia se han estudiado posibles casos de SCC por carbonatos. La ejecución de esta metodología se fundamenta en la participación de un equipo de trabajo con experiencia y conocimientos en áreas de mecánica de materiales y de la fractura, integridad y corrosión.Siguiendo la metodología de análisis de falla se cumplieron los siguientes pasos como se observa en la figura 1:

ANTECEDENTES

Se conocen dos tipos de mecanismos de corrosión bajo tensión (CBT) o Stress corrosión Cracking (SCC) por carbonatos, que se encuentran normalmente en los gasoductos, oleoductos y poliductos, conocidos como el de alto pH (9 a 13) y cerca al neutro (6 a 7.5, NEB 1996). El SCC de alto pH es el clásico. Originalmente se observó en gasoductos. Normalmente se encuentran dentro de los 20 kilómetros aguas abajo de la estación de bombeo. Este tipo de SCC se presenta normalmente en un rango relativamente estrecho de potencial catódico (-600 a -750 mV Cu/CuSO4) en presencia de carbonato / bicarbonato en medio de una ventana de pH de 9 a 13. Se necesitan temperaturas superiores a 40°C para que se incremente la susceptibilidad al SCC. El SCC de pH casi neutro, se ha observado principalmente en las líneas de transmisión de gas. Este tipo de agrietamiento transgranular fue inicialmente identificado en Canadá, y ha sido observada por los operadores en los EE.UU. El principal responsable de este tipo de mecanismo de daño son las aguas subterráneas que contienen CO2 disuelto. El CO2 se origina (como en el de pH alto) de la descomposición de materia orgánica y se ve agravado por la presencia de bacterias sulfatoreductoras, esto ocurre principalmente debido al desprendimiento del recubrimiento, que protege a la corriente catódica que podría llegar a la superficie de la tubería. El SCC de alto pH ha causado numerosas fallas en los EE.UU en los años 60 y 70, mientras que fallas por SCC de pH cerca al neutro se registraron en Canadá a mediados de los años 80 a principios de los 90. Las fallas por SCC han continuado en

Figura 1. Esquema metodología de análisis y posible causa. Fuente: autor

1. Levantamiento, revisión e integración de Información Se realizó en levantamiento de la información de la línea, sección de tubería de 24” de diámetro, adicional se observó las características de otras líneas con fenómenos similares, con la finalidad de comparar los mecanismos presentes: Material: API 5L Grado X-65. Diámetro Externo (OD): 24”. Espesor de pared (WT): 0.468” 11.89mm). Tipo de recubrimiento: (TPE). Válvula de bloqueo más cercana PK 375+920. Válvula cheque más cercana 365+250. Tipo de suelo, calizas. Kitm: mesozoico. Formación tibù - mercedes. Calizas duras y areniscas; conglomerado y arenisca de grano fino a grueso. Temperatura de la tubería 32,19 - 65,49. MAWP: 1829.

2. Diseño de la experimentación y estudio de las posibles causas de falla. Las causas más comunes de falla en este tipo de componentes son: Mal uso o falla operacional. Fallos en el montaje. Defectos de fabricación. Mantenimiento inadecuado. Fallos de diseño. Material inadecuado. Tratamientos térmicos indebidos. Condiciones de funcionamiento no previstas. Inadecuada protección del medio ambiente / control. Discontinuidades en el material. Para que ocurra SCC se debe presentar tres condiciones: un material susceptible, un ambiente agresivo o conductivo y esfuerzos de tensión. El caso en estudio pudo presentar fallas del sistema de protección, recubrimiento y protección catódica, esfuerzos externos sobre la tubería, un ambiente corrosivo. Se estudiaron las posibles causas y se formuló una hipótesis de fallo, como se observa en la Figura 1.

3. Resultados de los ensayos. Inspección visual superficie externa. Mediante la inspección visual del elemento en análisis se observó un recubrimiento deteriorado y despegado en algunas zonas, principalmente en la interface con el manguito, el cual también se observó deteriorado, este daño se extiende paralelo al cordón de soldadura circunferencial. Como evento principal se evidenció una grieta pasante de 16 cm de longitud, situada a 13 cm del cordón de soldadura circunferencial en sentido horario entre las 6 y 9 lado (M1), ubicada entre la interface recubrimiento-manguito. Una segunda grieta de 14 cm de longitud, se observó adyacente al cordón de soldadura circunferencial que une las dos secciones. Adyacente a la falla crítica se observó depósitos de color oscuro, además de pérdida localizada de material en forma de picado de hasta 0.08”(2.03mm) de profundidad. Ver Figura 3.

Figura 3. Sección recibida para análisis y características del daño. Fuente: autor. Superficie interna. La muestra evaluada evidenció una grieta pasante de 15 cm de longitud, circunferencial y alejada del cordón longitudinal de soldadura (costura). Adyacente a la grieta se observo leve deformación plástica a través de toda la grieta, se observó leve pérdida uniforme de material. Ver Figura 4.

Figura 4. Sección de tubería de 24”, se observa la grieta pasante alejada de la costura.

Inspección por líquidos penetrantes: Se realizó inspección por líquidos penetrantes al 100% de la zona adyacente a la grieta pasante, evidenciándose la presencia de pequeñas grietas ramificadas contiguas a la pasante, como se observa en la Figura 5.

Inspección por partículas magnéticas: Mediante el ensayo de partículas magnéticas no se evidenciaron indicaciones de ramificación subsuperficiales, como se observa en la Figura 5.

Figura 5. Se observan grietas con pequeñas ramificaciones en los extremos. Grietas secundarias se observaron en otro estudio de evaluación de falla en un poliducto colombiano de 10”. Ver Figura 6.

Figura 6. Se observan grietas con pequeñas ramificaciones en los extremos.

Análisis fractográfico. Se observó dos morfologías, una que propaga desde la superficie externa con apariencia rugosa poco definida y con agrietamiento secundario; una segunda desde la superficie interna con apariencia menos rugosa y plana. Ver Figura 7.

sulfuros de hierro. La morfología de la superficie de fractura evidencia presencia de dimples y semiclivaje, así como agrietamiento secundario. Ver Figura 9.

Figura 7. Superficie de fractura. Fuente: autor.

Análisis Metalográfico. Las grietas observadas mostraron ser transgranulares y ramificadas, con presencia de depósitos, con un frente de propagación en forma angular, adicional a lo anterior se observó que a medida que la grieta se va abriendo en la superficie externa las bandas de perlita se van curvando levemente, indicando posible deformación plástica en la punta de grieta, como se observa en la Figura 8. Figura 8. Micrografía corte transversal de la falla. Depósitos dentro de la grieta.

Análisis por SEM – EDX y DRX: Los resultados de este análisis en los depó-

sitos reportaron picos de oxígeno, hierro, y carbono principalmente, elementos que pueden encontrarse conformando especies del tipo óxidos o carbonatos de hierro, no se encontró

Figura 9. Micrografía corte transversal de la falla. SEM-EDX dentro de la grieta.

Grietas con depósitos y frente de propagaciónsemieliptico, se observó en otro estudio de evaluación de falla en un poliducto Colombiano de 10”. Ver Figura 10.

Figura 10. Micrografía corte transversal de la falla. SEM-EDX dentro de la grieta. Se realizó el ensayo de dureza, tensión, e impacto de acuerdo las especificaciones de la norma (ASTM E 10–08, ASTM E 8-08 ASTM E 23–07ª respectivamente). Como se observa en las Tablas 1 - 3. Tabla 1. Resultados del Ensayo de composición química y análisis de suelos.

Tabla 2. Resultados Medición de Durezas y Microdurezas.

Tabla 3. Resultados del Ensayo de Tensión e impacto.

Análisis de resultado y discusión La evaluación de la sección de tubería de 24” de diámetro resaltar una grieta pasante de unos 25 cm de longitud ubicada transversalmente a unos 13 cm del cordón de soldadura circunferencial, se identificó depósitos de color oscuro, además de, pérdida localizada de material con leve acumulación de depósitos. El recubrimiento se observó deteriorado y levantado en algunas zonas, lo cual hace intuir que pudo haber contacto de la superficie externa de la tubería con un medio ambiente corrosivo. Mediante ensayos no destructivos se detectó la presencia de grietas ramificadas. La apariencia de la superficie de ruptura muestra una morfología que se pudo formar por la combinación de un proceso corrosivo y presencia de esfuerzos en tensión, que indujo el crecimiento de grietas a partir de las socavaduras y picados generados sobre la superficie externa del material. Mediante el análisis metalográfico y por SEM de la zona de falla se pudo evidenciar que las grietas observadas a altos aumentos propagaron de manera transgranular, con un frente de propagación en forma angular, lo que indica que dichas grietas se van abriendo y ramificando. Las propiedades químicas, metalúrgicas y mecánicas del material de las muestras analizadas (tubería de 24”) son similares y normales para este tipo de componentes y cumplen con los valores mínimos estipulados la norma API 5L para una tubería grado X-65 (PSL1). Mecanismos de daño propuesto: como se comentaba anteriormente, se deben presentar tres condiciones para que ocurra SCC: un material susceptible, un ambiente agresivo o conductivo y esfuerzos de tensión. Además de lo anterior se han identificado dos formas de SCC: La de alto pH (denominada la clásica) y la de pH casi neutro (la no clásica) todas estas relacionadas con contenidos de carbonatos. Las características antes citadas direccionan hacia un fenómeno de SCC de pH cerca al neutro. Stress Corrosion Cracking de bajo Ph o Neutro: El SCC de pH casi neutro tiende a ocurrir a un pH local entre 5.5 y 7.5, y está asociado con concentraciones moderadas de CO2 en aguas subterráneas y climas fríos, y está controlado por la interacción entre los ácidos carbónicos y los bicarbonatos los cuales mantienen los valores de pH cercanos a 7. Las grietas son generalmente transgranulares, anchas y más corroídas que las

Figura 11. Árbol de falla donde se describe el posible mecanismo de daño.

análisis de suelos la presencia de bicarbonatos, lo que indica que pudo existir un equilibrio entre carbonatos y bicarbonatos. El análisis por medio de SEM-EDX de los depósitos encontrados dentro de las grietas reportaron picos de oxígeno, hierro, y carbono principalmente, elementos que según análisis semicuantitativo pueden encontrarse conformando especies del tipo óxidos o carbonatos de hierro. Tomando como base las anteriores evidencias, el agrietamiento observado en la superficie externa del niple se relaciona con un proceso de Stress Corrosion Cracking a un pH cerca al neutro, en donde movimientos del terreno y deficiencias en la protección de la superficie externa pudieron facilitar la formación y posterior nucleación de grietas. Ver Figura 11.

que se encuentran en la SCC de alto pH. Generalmente, los sistemas recubiertos con cintas son susceptibles a este tipo de ambiente. Las grietas encontradas mediante este análisis se anchan y tienen alto contenido de depósitos, el análisis de suelo y DRX reportaron carbonatos y bicarbonatos. Este tipo de daño ya no depende de la temperatura como en el caso de SCC por alto pH, por eso se puede dar en zonas apartadas de las estaciones de bombeo. Adicionalmente, para que el SCC por bajo pH ataque el material de la tubería, debe haber un deterioro del revestimiento de la tubería y/o deficiencias en el sistema de protección catódica. Elementos detectados en este análisis. Ocurre a un nivel de esfuerzos más alto que en SCC de alto pH. Por esta razón, las grietas pueden darse no solamente en dirección axial, sino también en dirección transversal. Para el caso en estudio la grieta principal y las grietas adyacentes se dieron en sentido circunferencial o transversal. Los esfuerzos externos fueron generados por movimientos de masas de tierra. El SCC de bajo pH se da como consecuencia de una interacción directa entre los fluidos del medio externo (terreno) con el material de la tubería, que provocan pérdida localizada de material, a partir de los cuales se originaron las microgrietas y la grieta que indujo la ruptura de la tubería. Al corroborar cada una de las evidencias citadas, tenemos: Se desconoce el régimen de trabajo del niple, y el nivel de esfuerzos actuantes sobre el mismo, sin embargo, las grietas que se presentaron en este elemento fueron transversales a la tubería y transgranulares, inducidas por esfuerzos externos. El terreno evaluado se puede clasificar como moderadamente corrosivo según los valores de resistividad reportados. Los valores de pH en estas áreas fueron de 8.20, siendo zonas con características básicas que puede generar un proceso catódico donde se reduce el oxígeno y en el caso de tener presencia de tuberías de hierro, el metal se disolverá anódicamente cerrando el circuito. Los resultados del análisis por DRX corroboran la presencia de carbonatos de calcio y los resultados del

Conclusiones y recomendaciones El daño observado sobre la superficie externa de la sección de tubería de 24”, fue inducido por un agrietamiento desde la superficie externa hacia la interna. De acuerdo con el resultado de los análisis efectuados, la falla está relacionada con un mecanismo de daño por Stress Corrosion Cracking (SCC) a bajo pH. • El agrietamiento fue favorecido principalmente por defectos superficiales tipo picado ubicados sobre la superficie externa de la sección de tubería, los cuales actuaron como concentradores de esfuerzos nucleadores de grietas. • Los factores que facilitaron el proceso de corrosión de la superficie externa se relacionan directamente con el terreno, un recubrimiento en mal estado y posible ausencia de un sistema de protección catódica.

• Los esfuerzos externos fueron generados por movimientos de masas de tierra. El análisis de la sección de tubería 24” de diámetro y las características de falla son similares a la de de 10” de diámetro, por tanto se infiere que el mecanismo de daño puede ser el mismo, para las dos tuberias. Realizar inspección directa de la tubería (SCCDA) mediante apiques, donde se hayan detectado movimientos geotécnicos o suelos que tengan características similares a los encontrados en la falla analizada, y mediante este análisis descartar la presencia de grietas en secciones de tubería adyacentes. Evaluar el estado de las barreras de protección monitoreando el estado del recubrimiento y del sistema de protección catódica para controlar el proceso de corrosión. Realizar los trabajos de estabilización geotécnica necesarios en los sitios de alto riesgo de movimientos de masas, con el fin de evitar

excesiva carga sobre los ductos que comprometan la integridad de los mismos. Aumentar la frecuencia de inspección en temporadas de lluvias. Es importante realizar investigación relacionada con mecanismos de daño por Stress Corrosion Cracking (SCC) a bajo y alto pH, relacionado con fenómenos geotécnicos, tanto en Colombia como en América Latina. BIBLIOGRAFÍA - AMERICAN SOCIETY FOR METALS. “Metal Handbook Ninth Edition Vol 1. “ Properties and Selection: Irons and Steels” USA – 1978. - AMERICAN SOCIETY FOR METALS. “Metal Handbook Ninth Edition Vol 9. “ Metallography and Microestructures” USA – 1985. - AMERICAN SOCIETY FOR METALS. “Metal Handbook Ninth Edition Vol 11. “ Failure Analysis and Prevention” USA – 1985.

Aplicación de sistemas distribuidos de protección catódica para bases de tanques de almacenamiento de hidrocarburos Los requerimientos en materia de control de corrosión en tanques de almacenamiento sobre el nivel del suelo se han incrementado en los últimos años a raíz del surgimiento de nuevos métodos constructivos, así como de normas y prácticas recomendadas cada vez más estrictas. Hasta hace unos años el uso de sistemas remotos o colocados fuera del perímetro del tanque eran utilizados y aceptados dado que no existían barreras eléctricas que impidieran el flujo de corriente hacia la base, estos sistemas fueron cuestionados en su momento, principalmente por la dificultad para distribuir adecuadamente la corriente y la incapacidad para un monitoreo efectivo en las zonas cercanas al centro del tanque. Actualmente en muchos países han comenzado a utilizarse las membranas de contención bajo las bases de tanques de almacenamiento de hidrocarburos como una medida de prevención contra la contaminación del suelo en caso de una fuga. Este proceso constructivo descarta por completo los sistemas de protección catódica remotos o fuera del perímetro, y limita la separación máxima entre los ánodos y la superficie metálica, por lo que para el diseño de nuevos sistemas los factores geométricos, de atenuación y las propiedades eléctricas del electrolito son los principales elementos que se deben combinar para garantizar la eficiencia de la protección catódica por largos períodos de tiempo. El presente trabajo hace un análisis de aplicación de sistemas de protección catódica distribuidos mediante la utilización de ánodos continuos, comparando los valores estimados en el diseño con los obtenidos en su construcción, así como una confrontación de los valores de atenuación y eficiencia entre los sistemas de ánodos concéntricos y los arreglos en forma de malla.

Figura 1. Sistema de protección catódica fuera del perímetro del tanque propuesto en la norma API 651

PALABRAS CLAVES

Hernán Rivera hrivera@corrosionyproteccion.com - Roberto Ramirez roberto.ramirez@corrosionyproteccion.com - Jorge Cantó canto@corrosionyproteccion.com Lorenzo Martínez Martínez de la Escalera lmm@corrosionyproteccion.com - Lorenzo Martínez Gomez lmg@corrosionyproteccion.com - Corrosión y Protección Ingeniería, Cuernavaca Mor. México

Protección catódica Bases de tanques Sistemas distribuidos

Durante mucho tiempo una aproximación para la prevención de fugas por corrosión en bases de tanques de almacenamiento se ha realizado mediante la aplicación de corriente de protección catódica desde posiciones remotas o con sistemas distribuidos alrededor del perímetro de los tanques. Estándares internacionales como API 651 aun consideran este tipo de sistemas. Su aplicación resulta en la mejor alternativa para tanques existentes donde el material que soporta la base permite el flujo de corriente desde los ánodos hasta la superficie metálica exterior de la base. Las principales desventajas para los sistemas de protección catódica instalados fuera del perímetro del tanque radican en la dificultad para lograr una distribución homogénea de la corriente en toda la superficie, que tiende a concentrarse en la parte exterior de la base. El monitoreo también representa un reto importante, ya que los electrodos de referencia colocados en el perímetro no reflejan el comportamiento real del potencial en las zonas cercanas al centro.

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En la actualidad la construcción de tanques de almacenamiento para hidrocarburos contempla diversos mecanismos de seguridad para la prevención de fugas y la contaminación del suelo que éstas puedan causar. Las sub-estructuradas formadas por cimentaciones y diques de contención construidas con concreto reforzado dificultan el flujo de corriente desde ubicaciones remotas de los ánodos. El uso de membranas de contención fabricadas con materiales poliméricos descarta cualquier alternativa de protección catódica que no se encuentre contenida dentro de la propia membrana. El uso de sistemas de protección catódica distribuidos en arreglos concéntricos o enmallado se han convertido en una alternativa confiable para el control de la corrosión exterior en las bases de tanques. Los sistemas son instalados previo a la construcción del tanque, éstos permiten una distribución homogénea de la corriente, y junto con la colocación de electrodos de referencia permanentes es posible un monitoreo confiable de toda la superficie. Para un diseño confiable, que garantice una distribución suficiente y homogénea de la corriente, y con una vida útil acorde con los requerimientos de operación de los tanques de almacenamiento, existen diversos factores que deben ser tomados en cuenta, tales como la selección de materiales, parámetros geométricos y condiciones eléctricas del medio.

Selección de materiales Un factor importante que debe ser tomado en cuenta en el diseño de un sistema de protección catódica distribuido para bases de tanques es su vida útil. Los sistemas serán instalados antes de la construcción del tanque, y quedarán confinados por debajo de éste por un largo periodo de tiempo, al menos 25 años, por lo que es necesario utilizar ánodos que aseguren un vida útil suficiente.

Anodes) en relación a la corriente suministrada, son elementos de menor peso y volumen que los materiales tradicionales como el grafito o los ánodos de Hierro-Silicio-Cromo. La principal ventaja de los ánodos de MMO es que están formados por una película muy delgada aplicada sobre un sustrato que puede ser aplicada incluso en alambres delgados, lo que permite una gran manejabilidad para ser utilizado como ánodo continuo. El consumo de este tipo de ánodos es menor a 1 mg/A-año, y pueden brindar densidades de corriente superiores a 100 A/m2 garantizando una vida útil superior a los 20 años. El uso de cintas de magnesio para configuraciones en forma de malla pueden resultar igualmente funcionales, sin embargo su vida útil será considerablemente menor, por lo que la rehabilitación y remplazo del sistema será necesario en un plazo de tiempo menor.

Electrolito A diferencia de los sistemas de protección catódica instalados en terreno natural, el electrolito en el que funcionará el sistema puede ser seleccionado y sus propiedades controladas. Se trata de una cama de arena que soportará y repartirá de manera uniforme el peso del tanque sobre la cimentación. De acuerdo a la norma API 651, las propiedades fisicoquímicas que deben ser consideradas en la arena de relleno para asegurar un buen funcionamiento son:

La resistividad es un parámetro que dependerá del nivel de compactación, por lo que aun realizando mediciones en el banco del proveedor, el valor de la resistividad final podrá ser medido una vez que la arena haya sido colocada dentro de la cimentación y debidamente compactada.

Geometría La geometría constituye un parámetro fundamental para el buen funcionamiento de un sistema de protección catódica, en el caso de los sistemas para bases de tanques la distribución de la corriente dependerá del arreglo seleccionado, el objetivo es lograr una densidad de corriente homogénea en toda la superficie metálica. La principal restricción en la que estará basada la geometría es el espesor de la cama de arena disponible para colocar los ánodos, ya que de esta dependerá la separación máxima que podrá existir entre éstos para garantizar una cobertura completa de la corriente eléctrica. Considerando que la corriente se emite desde el ánodo hasta la superficie metálica con un efecto similar al de la luz de una linterna, ampliando su cobertura con un ángulo 120°, la separación entre los ánodos puede estimarse mediante trigonometría. La figura 2 muestra el comportamiento de la corriente emitida por una sección de ánodo continuo, y la cobertura de este en relación a la distancia entre éste y la base del tanque.

Los ánodos de Mezcla de Óxidos Metálicos (MMO) y Titanio Platinizado se han convertido en los últimos años en una buena alternativa en la industria de la protección catódica, pues al no presentar un consumo de masa significativo (Dimensionally Stable

Figura 2. Cobertura del ánodo sobre la superficie metálica dependiendo de la separación

La ecuación 1 muestra el cálculo para la separación máxima entre ánodos:

El anterior cálculo puede ser utilizado para determinar la separación entre ánodos continuos, y estos pueden ser distribuidos en forma de malla o bien en aros concéntricos. Ambas geometrías son ampliamente utilizadas, la primera considera una colocación lineal de los ánodos continuos en forma paralela, utilizando barras de conexión en forma transversal para disminuir la atenuación de la corriente a causa de la resistencia del propio ánodo. En el segundo caso cada ánodo se encuentra conectado a un cable y conectado en forma redundante en intervalos regulares, ambos extremos del cable son conectados a la terminal positiva del sistema de protección catódica. Ambos sistemas han demostrado su eficiencia, los arreglos circulares resultan más sencillos en su instalación, aunque existen ciertos efectos sobre el valor de su resistencia debido a esta geometría.

Resistencia La resistencia del arreglo es un valor fundamental en el diseño, debe asegurarse que la resistencia del sistema sea lo suficientemente bajo para un suministro de corriente suficiente para la protección del sistema.

El cálculo de estas resistencias durante el proceso de diseño es necesario para determinar la capacidad requerida de la fuente de corriente directa. Existen distintas aproximaciones teóricas para el cálculo de resistencias de ánodos continuos. La primera ecuación propuesta es de uso general para ánodos lineales y puede ser aplicada en cualquiera de las geometrías seleccionadas. Esta ecuación representa una abstracción de una franja de la base del tanque en la que el ánodo tiene cobertura, según se muestra en la figura 1.

Utilizando cualquiera de las ecuaciones anteriores puede estimarse la resistencia de cada ánodo, y finalmente la resistencia total del arreglo será el valor de todas las resistencias en paralelo.

Monitoreo

Esta ecuación no considera los efectos de interferencia mutua producidos por los ánodos adyacentes, y para el caso de los ánodos dispuestos en forma circular, tampoco considera el efecto rpoducido por su propia geometría. La ecuación 3 muestra un modelo para el cálculo de la resistencia específicamente para un ánodo dispuesto en forma circular.

2 Figura 3. A la izquierda un arreglo de ánodos circulares concéntricos, a la derecha un mallado formado por ánodos continuos paralelos y barras de conexión transversales.

La tercera alternativa es una modificación a la ecuación de Dwight que puede aplicarse principalmente para arreglos en malla.

Una herramienta indispensable para asegurar la correcta operación del sistema es el monitoreo, para el cual pueden instalarse dentro de la misma cama de arena, electrodos de referencia permanentes distribuidos en la superficie de la base del tanque para determinar el nivel de la protección catódica en distintas áreas de la base. Bajo las condiciones del electrolito mencionadas anteriormente que sugiere la norma API 651 los electrodos de referencia permanentes de Cobre-Sulfato de Cobre son una buena alternativa. Todos los cables, tanto los de los ánodos como los de los electrodos de referencia deben pasar a través del anillo de cimentación mediante canalizaciones eléctricas, mismas que deberán ser selladas con espuma o materiales epóxicos para evitar el contacto de la cama de arena con el ambiente exterior.

Adicional a las precauciones que deben tomarse para la puesta en marcha de cualquier sistema de protección catódica, este tipo de sistemas requieren dos consideraciones adicionales, la primera de ellas es verificar que no exista un corto eléctrico entre los ánodos y la base del tanque, esto puede ocurrir durante las maniobras de ensamblaje de la base, las manobras sobre la arena pueden producir movimientos sobre los ánodos y uno de estos puede quedar en contacto directo con la base del tanque. La segunda precaución se refiere al voltaje aplicado para la polarización de la estructura. En un sistema de protección catódica para ductos es una práctica común iniciar su operación con un voltaje elevado en la fuente de corriente directa para acelerar el proceso de polarización de la estructura, y posterior a esto el voltaje es regulado hasta alcanzar el potencial deseado. Para sistemas confinados bajo la base de un tanque es importante considerar que no existen alternativas de venteo y disipación de gases producidos por la reacciones anódicas, por

ello una salida de corriente excesiva puede provocar la formación de gases alrededor de la superficie del ánodo que lo aíslen del electrolito. Para este tipo de sistemas debe realizarse un incremento paulatino del voltaje hasta alcanzar el potencial deseado, tratando siempre de mantener el valor de la corriente lo más bajo posible. La experiencia reciente en la aplicación de sistemas de protección catódica distribuidos bajo las bases de los tanques han demostrado una mayor eficiencia en la distribución de la corriente en comparación con los sistemas remotos o distribuidos fuera del perímetro. Las nuevas prácticas de ingeniería en la construcción de los tanques obligan a la aplicación de estos nuevos sistemas, y a la vez brindan una mejor alternativa para su operación, ya que en con los métodos anteriores, los materiales utilizados para el soporte de las bases usualmente representaban una barrera de alta resistencia para el libre flujo de la corriente de protección catódica hacia la superficie metálica.

CONCLUSIONES

Puesta en marcha

Adicionalmente, las nuevas tecnologías con capacidad para monitoreo y control permanente, así como la gestión de su operación a distancia, permiten optimizar el mantenimiento de los sistemas incrementando su confiabilidad operativa y brindando una mayor flexibilidad en los procesos de mantenimiento.

REFERENCIAS 1. Roberto Solis, Hernan Rivera, Jorge Canto, Lorenzo Martínez, Lorenzo M. Martínez de la Escalera “Calculation methods for the performance of impressed current cathodic protection systems for aboveground storage tanks bottoms” Mexico 2012. 2.. Sánchez Torres, Julio César “Rompiendo paradigmas en los sistemas de protección catódica de tanques” México 2012. 3. CP 4–Cathodic Protection Specialist Course Manual, NACE International. 4. Classic Papers and Reviews on Anode Resistance Fundamentals and Applications, NACE International.

PRESENTANDO EL INSTITUTO NACE INTERNATIONAL El Instituto NACE International se formo en el 2012 para mantener el cumplimiento con las leyes de impuestos en los Estados Unidos que existen y aquellas que han sido recientemente cambiadas para las organizaciones sin fines de lucro que poseen programas de certificación. El desarrollo del Instituto también llevará a los programas de certificación de NACE hacia el cumplimiento de los estándares ISO para entes certificadores (ISO 17204).

Chris Fowler, Presidente, NACE International Institute En el 2013 los programas de Certificación de NACE estarán a cargo del nuevo Instituto de NACE International. La misión del Instituto es apoyar al crecimiento y calidad de las certificaciones otorgadas en al campo de Corrosión, mejorar las condiciones de negocios de la industria y promover la seguridad publica, proteger el medio ambiente y reducir el impacto económico de la corrosión mediante la promoción del conocimiento ciencias e ingeniería de corrosión mediante los programas de certificación. “El propósito del Instituto es operar ampliamente para el beneficio, protección y preservación de la ingeniería de la corrosión y ciencias de la industria,” dice Chris Fowler, presidente del Instituto. “Este es una oportunidad única para construir el perfil de la industria y su fuerza laboral y también construir un Mercado laboral para los profesionales del control de la corrosión.

Desde el inicio, el Instituto NACE International se enfocará en poder llenar las necesidades de la industria en los programas de certificación de trabajos laborales, perseguir la consistencia global entre los requisitos de los programas de certificación, alzar la percepción publica y de la industria sobre el propósito y los beneficios de los programas de certificación y apoyar el empleo de profesionales certificados en el control de la corrosión. Quienes hoy día poseen certificaciones NACE y aquellos en búsqueda se la certificación no se verán afectados en absoluto por esta transición. Todos los miembros de NACE actualmente activos y los nuevos automáticamente recibirán una membrecía del instituto. Las tarifas de la membresía de NACE no será incrementada para mantener el instituto; al contrario, solamente un (01) dólar del costo de la membresía ira al apoyo del instituto para sostener las operaciones, el programa de desarrollo de las certificaciones, experticia especializada, manejo de apelaciones y procesos disciplinarios, cultivar la percepción de los empresarios y acceso al personal

certificado de NACE y otras actividades relacionadas a las certificaciones. A mediados de los programas de certificación de NACE serán movidos a la nueva pagina web del Instituto www.naceinstitute. org y mantendrán el mismo fácil acceso y funcionalidad que exhibe hoy la pagina web de NACE. “Para me, es siempre excitante promover a la profesión de control de corrosión a los miembros NACE,” dice Fowler . “El crecimiento de la industria se enfoca en el conocimiento y experiencia del control de la corrosión y las certificaciones correspondientes de la industria, es todavía otro paso más hacia la acción de disminuir los costos asociados a la corrosión”.

La junta directiva de NACE Internaitonal Institute son: Dr. Chris Fowler Presidente de NACE International Institute Exova Group  Helena Seelinger Directora Ejecutiva NACE I nternational Institute  Greta Whitsett Secretaria NACE International Institute Elaine Bowman Champion Technologies  Jeffrey Didas Matcor, Inc.  Dr. Oliver Moghissi DNV Columbus, Inc.  Frank Rampton Trenton Corporation

Nuevos oficiales de NACE para el período

2013-2014

El Comité de Nominaciones de NACE International ha seleccionado los nuevos oficiales que prestarán servicio a la asociación para el término 2013-2014. Este periodo comenzara el día 22 de Marzo del 2013, justo el siguiente dia de que la Conferencia Anual de NACE, CORROSIÓN 2013, en Orlando, Florida, haya culminado. Los oficiales son los siguientes: Presidente: Tushar Jhaveri, Vicepresidente Harvey P. Hack y Tesorero Keith Perkins.

Tushar Jhaveri, es el jefe ejecutivo de Vasu Chemicals (Mumbai, India) desde 1991, servirá como presidente de NACE International para el período 2013-2014. Jhaveri ha sido un miembro activo de la Sección de India “Gateway India Section” por dieciséis (16) años, y ha servido como presidente de membresía, secretario y tesorero. También sirvió como presidente de la sección “East Asia & Pacific Rim Area” de NACE desde 2007 al 2008 y fue director del área desde 2008 al 2011, durante el cual estuvo en la Junta Directiva de NACE. También fue un miembro del Comité de Membresía y Administrativo de Operaciones de Area “NACE Member/Area Operations Administrative Committee” y ha estado activo en varios comités técnicos que incluyen tratamientos de agua e inhibidores. Adicionalmente, Jahveri ha estado involucrado en la revision de las leyes de NACE, el comité del manual de operaciones y el manual de operaciones de la Junta Directiva. Jhaveri, en el 2001 recibió un Premio de la Sección de India por su dedicación . Es Ingeniero de Materiales con un Master en Ciencias en el mismo tópico.

Harvey P. Hack, FNACE, consultor senior de la empresa Northrop Grumman Corp., Oceanic Systems (Annapolis, Maryland), servirá como vice-presidente de NACE International por el periodo 2013-2014. Hack ha sido un miembro active por 30 años, sirviendo como Presidente y luego “Trustee” de la Sección de BaltimoreWashington en el Área Este. Ha servido en el Comité de Certificación e Investigación así como Comité de Publicaciones de Referencia que pertenece al Comité de Coordinación Técnica (TCC). Adicionalmente, Hack ha servido en la Junta Directiva desde 1989 a 1993 como Presidente del Comité de Certificaciones. Hack ha presentado varios artículos en el área de corrosión. Posee la nominación como Fellow de NACE International, ASTM International, Institute of Corrosion, y Washington Academy of Sciences. Su participación es notoria en muchos comités técnicos de NACE así como en otras sociedades técnicas. Posee las siguientes certificaciones de NACE: Especialista de Corrosión, Especialista en Protección Catódica e Inspector de Revestimientos Nivel 3. Hack tiene un Ph.D. en metalurgia de la Pennsylvania State University.

Keith Perkins, es Especialista en Integri-

dad en Costa del Golfo para Williams Gas Pipelines Transco (Houston, Texas). Perkins servirá un solo año como Tesorero. Ha sido un miembro activo de NACE International por 11 años, sirviendo en el Comité de Finanzas desde el 2004 en capacidad de miembro así como Presidente. Ha estado active en Junta Directiva de la Fundación NACE como Presidente de eventos desde el 2011. Perkins ha participado en comités técnicos desde el 2004 sirvió como Presidente del Task Group 340 del 2007 al 2008. También sirve en el Comité de Facilidades que pertenece al Comité de Finanzas.

BECA

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

Una (2) beca por un monto de US$ 1.500 cada una Las becas LATINCORR-CIMATQ y LATINCORR-Tinker & Rasor serán otorgadas en la conferencia anual de NACE. Aunque no es requerido, se recomienda que los ganadores de la beca estén presentes en dicho evento para poder recibir el premio.

Próximas Conferencias NACE: Corrosion 2014 – Marzo 9 – 13, 2014 en San Antonio, TX USA Corrosion 2015 – Marzo 15 – 19, 2015 en Dallas, TX USA Corrosion 2016 – Marzo 6 – 10, 2016 en Vancouver, BC CANADA Corrosion 2017 – Marzo 26 – 30, 2017 en New Orleans, LA USA Corrosion 2018 – Abril 15 – 19, 2018 en Phoenix, AZ USA

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

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

Guía para la Aplicación

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

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

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

•Una copia de todos los requisitos deberán ser escaseados y enviados por correo electrónico a becas@latincorr.com y nace-foundation@nace.org.

•Los fondos otorgados deberán utilizarse exclusivamente en actividades relacionadas a NACE: Cursos, Asistencia a Congresos y Conferencias, Libros de la librería de NACE, etc. Otra actividades no asociadas a NACE deberán ser aprobadas con anticipación por los representantes de LATINCORR-CIMATQ y el comité de becas de la región Latino-Americana de NACE.

•Adicionalmente el aplicante deberá revisar cuidadosamente las Guías Generales para Becas (General Scholaship Guidelines) en la página web de la NACE Foundation. Aplicantes deberán llenar su información de forma legible. Los formatos pueden ser bajados de la página web en word o pdf.

•Si el estudiante está haciendo su aplicación para asistir a un congreso u otro evento en US o cualquier otro país en la cual requiere de Visa, el estudiante o aplicante deberá suministrar prueba que posee dicha visa al momento de la aplicación y que estará vigente al momento del viaje. Fotocopia a colores.

Para m ás información por fav visitar

www.latincorr.com

o contáctenos a becas@latincorr.com 31

Noticias ARGENTINA

Coirco: La corrosión de los equipos causa derrames (Cuenca del Colorado) vincial de la cuenca, tanto Neuquén, Río Negro, La Pampa como Mendoza”. En la cuenca del río Colorado son 70 los yacimientos existentes, operados por 18 empresas que poseen en total unas 13.000 instalaciones entre plantas de tratamiento de crudo, de agua, baterías, colectores de producción e inyección, pozos productores de petróleo, pozos inyectores de agua y líneas de conducción de agua de inyección y petróleo.

Un informe especial elaborado por la Comisión Técnica Fiscalizadora del Comité Inter-jurisdiccional del río Colorado (Coirco) sobre los incidentes ocurridos en yacimientos de hidrocarburo de esa cuenca, da cuenta del fuerte incremento en los últimos años tuvo la corrosión de equipos como causa principal de los derrames. Y advierte que en 2011 las empresas de esa zona reconocieron que hubo 1.982 incidentes en sus instalaciones.

(Enero 27, 2013)

que los que habían pasado eran de aguas de producción”, advirtió el director ejecutivo del Coirco, Miguel Boyero, a la vez que remarcó que “ahora nos encontramos con dos derrames de hidrocarburos en casi una semana y eso tiene que ver con lo que revela este informe que la corrosión que están teniendo las instalaciones”.

El informe precisa en su conclusión a las fallas por corrosión como la principal causal de los incidentes, que se incrementaron un El estudio de la comisión encargada de los 42,3% en el último año del estudio. peritajes de cada hecho, contempla los registros desde el año 2000 hasta el 2011. Un Y remarca que ello “refleja la necesidad de período de doce años en los que se advierte reemplazo de líneas de conducción y empaque hubo un total de seis incidentes en los quetaduras con mayor frecuencia a lo aconque los materiales derramados llegaron al tecido hasta la fecha, evitando llegar a la firío Colorado. Una situación de extrema pe- nalización de la vida útil de los materiales”. ligrosidad que en este mes ocurrió dos veces Situación ante la que Boyero advirtió que en menos de diez días en la zona de Puesto “las autoridades de todas las provincias esHernández. tán al tanto de esto, porque todos los años “En realidad hacía ocho años que no tenía- les elevamos una copia a cada gobierno pro-

mos un derrame al río de hidrocarburos por-

Mientras el estudio indica que en 2011 se incrementaron un 70,3% la cantidad de incidentes denunciados por las empresas, que pasaron de 1.164 en 2010 a 1.982 en 2011, advierte que ese mayor número obedece a “incidentes menores”. Y precisa que sobre los casi 2000 hechos de 2011 102 se debieron a un error operativo, 107 a una falla del sistema, 716 a una falla de material imprevisible y 1.057 a una falla por corrosión. Una tendencia que advirtieron que se mantiene desde el año 2.000 y que por la ocurrencia en puntos nuevos llevó a que en 2011 se registrara la mayor afectación de esos doce años en cauces aluviales. Aguas de producción En los años estudiados por el Coirco, más del 90% de los litros derramados en la cuenca del Colorado correspondieron a aguas de producción y el 10% restante a petróleo, guarismos que en 2011 representaron que se vertieron en la cuenca del Colorado 5.652.000 litros de agua de producción y 429.000 litros de petróleo, el equivalente a unos 14 camiones de combustibles totalmente cargados.

Fuente: http://www.nuestromar.org/noticias/27-01-13/coirco-corrosión-equipos-causa-derrames-cuenca-del-colorado

CUBA

BAHAMAS

Unos tres mil litros de crudo se derraman en Bahamas

Equipos de trabajadores trataban de contener el domingo un derrame de aproximadamente tres mil 800 litros de combustible en aguas del Atlántico frente a la isla más norteña de Las Bahamas, de acuerdo con el dueño de una compañía de rescate en el archipiélago. Raymond Darville, de la firma Overseas Marine Group Ltd., dijo que el derrame ocurrió el domingo por la mañana cerca de una instalación de almacenamiento de petróleo y gas en la Bahía de Freeport, en la isla de Gran Bahama. Darville dijo que no sabía exactamente cómo ocurrió el derrame, pero afirmó que el barco estaba tratando de reabastecerse de combustible junto a una barcaza cuando comenzó a surgir una mancha oleaginosa junto a la entrada de la bahía. Kenrid Dorsett, ministro del Ambiente, confirmó que hubo un accidente, pero no pudo dar detalles de la causa ni estimar la cantidad de combustible derramado. “Por lo que sabemos, está controlado. Bajo control no quiere decir que esté contenido. Estamos esperando un reporte exacto”, dijo Dorsett, quien añadió que se espera un reporte oficial para el lunes. El mes pasado, unos 11 mil 300 litros de crudo se derramaron al océano tras el accidente de un buque de carga frente a Gran Bahama. Fuente:http://www.informador.com.mx/internacional/2013/431552/6/ unos-tres-mil-litros-de-crudo-se-derraman-en-bah mas.htm

Petrolera rusa perforará nuevo pozo en aguas cubanas (Diciembre 15, 2012) El país latinoamericano dispone en el área de una zona económica exclusiva dividida en 59 bloques, de los que 22 están contratados por varias petroleras extranjeras. La petrolera rusa Zarubezhneft continuará “en los próximos días” las perforaciones petrolíferas en aguas profundas de Cuba con una plataforma noruega que ya arribó a la plataforma cuenta con los medios necesaisla, donde los pozos practicados este año no La nueva rios para garantizar eficiencia y seguridad. han tenido valor comercial. contribuir al conocimiento del área donde se La empresa estatal Cubapetróleo informó perforará, así como de todo el norte central que la campaña de exploración petrolera de Cuba”, añadió la nota. en Cuba continuará tras haber arribado a la costa norte del centro del país la plataforma Este año, la empresa española Repsol, la semisumergible Songa Mercur, propiedad malaya PC Gulf en conjunto con la rusa Gazde la compañía noruega Songa Offshore, se- promneft, y la venezolana PDVSA, operaron gún una nota divulgada por el diario oficial sin éxito en la búsqueda de crudo con posibilidades comerciales en aguas profundas de Granma. Cuba en el Golfo de México, tras la llegada “En este caso se trata de perforar el pozo en enero pasado de la plataforma Scarabeo exploratorio L-01X en la citada zona, acción 9. que se ejecutará en el marco de un contrato de exploración a riesgo con la empresa pe- Cuba dispone en el área de una Zona Econótrolera rusa Zarubezhneft”, precisó el comu- mica Exclusiva (ZEE) dividida en 59 bloques, de los que 22 están contratados por varias nicado. petroleras extranjeras. De acuerdo con la información, la operación debe extenderse por unos seis meses en el La isla calcula que las reservas de petróleo que se considera el pozo “más profundo” de en ese área son de 20 mil millones de barrilos perforados hasta ahora en aguas de la les, mientras que otras estimaciones sitúan la cifra entre cinco mil y nueve mil millones. isla, con 6.500 metros. Cuba ha subrayado que la nueva plataforma “cuenta con los medios necesarios para garantizar que el trabajo se realice con eficiencia y seguridad”, y fue inspeccionada por especialistas cubanos y de la firma internacional ModuSpec. “El nuevo pozo tiene como objetivo determinar el potencial de petróleo y gas de este sector en nuestro país. Sus resultados deben

En encuentros bilaterales efectuados este año, Rusia ha resaltado su intención de incrementar las inversiones en el sector energético y eléctrico cubano. Según ha trascendido, la petrolera Zarubezhneft tiene planes de invertir dos mil 900 millones de dólares para 2025 en los yacimientos cubanos que fueron abiertos en su día por especialistas soviéticos.

Fuente: http://www.informador.com.mx/economia/2012/424470/6/petrolera-rusa-perforara-nuevo-pozo-en-aguas-cubanas.htm

Noticias CHILE

Derrame de petróleo afecta costa de playa El Colorado en Iquique

(Enero 25, 2013) Un derrame de petróleo se produjo a eso de las 13.40 horas en la playa El Colorado de Iquique.

Según informó el director (S) de Onemi Tarapacá, Cristopher Shulber, tras producirse este hecho se dio aviso de inmediato a la gobernación marítima y aún se investigan las causas del derrame. “Se activó un plan de contingencia”, explicó Shulber. “En este momento lo que se busca es que ese derrame se quede confinando a ese sitio y que el oleaje mantenga el derrame en la costa y no se vaya mar adentro”, añadió. Para ello se dispusieron de barreras en la zona costera. En la emergencia están trabajando Corpesca, Copec y Petrobras. Desde Copec confirmaron a La Tercera, que la empresa realizó investigaciones previas a las tuberías de sus petroleras, ubicadas en la zona industrial de la playa El Colorado de Iquique.   Según fuentes de la empresa, las pruebas arrojaron “negativo” y por ende, descartan alguna responsabilidad por parte de la Compañía en relación al derrame. Posteriormente, la empresa Petrobras también descartó que tuviera responsabilidad en

Fuentes: http://www.latercera.com/noticia/nacional/2013/01/680-505783-9-derrame-de-petroleo-afecta-costa-de-playa-el-colorado-en-iquique.shtml

COLOMBIA

Pacific Rubiales halla petróleo en Brasil (Enero 31, 2013) La compañía petrolera Pacific Rubiales, a través de un comunicado, confirmó el descubrimiento de crudo liviano en el pozo exploratorio Kangaroo-1 en el bloque S-M-1101, en la cuenca Santos, costa afuera de Brasil.

El pozo fue perforado como parte de un acuerdo anunciado por la compañía el 18 de septiembre del 2012, como una obligación mínima de trabajo para los bloques S-M-1101 y S-M-1165, en los cuales la firma de origen canadiense tiene una participación de 35%. Pacific compró el año pasado una participación de 35% en cuatro bloques de Karoon en la mayor economía de América Latina. Ronald Pantin, director ejecutivo de Pacific Rubiales, afirmó que “en esta etapa creemos que las pruebas y evaluación de registros con cable indican que el yacimiento Eocénico en Kangaroo-1 es de buena calidad, tiene el po-

tencial de fluir crudo liviano a tasas comerciales y nos sentimos muy cómodos con que este es un descubrimiento significativo”. Resaltó que “aunque éste no es el objetivo primario, este es un descubrimiento emocionante en nuestro primer pozo exploratorio perforado en los bloques de Karoon en Brasil”. A principios de año, la canadiense anunció una inversión de 1,700 millones de dólares en América Latina para crecer su producción de entre 15% a 30 por ciento. La empresa, que concentra la mayor parte de sus operaciones en Colombia, informó en un comunicado que actualmente está produciendo unos 310,000 barriles de petróleo equivalente por día. En el caso de Brasil, las inversiones proyectadas son de entre 85 y 90 millones de dólares.

Fuente: http://eleconomista.com.mx/industria-global/2013/01/31/pacific-rubiales-halla-petroleo-brasil

Producción de petróleo llegó a 1.011.992 barriles diarios

(Febrero 4, 2013) Es la cifra más alta que ha conseguido la industria petrolera.

La producción de petróleo del país superó el anhelado millón de barriles como promedio durante el mes de enero, meta que el Gobierno se había fijado alcanzar en diciembre del año pasado, cuando la cifra llegó a los 984.000 barriles por día.

Según el Ministerio de Minas y Energía, en enero el promedio diario de extracción fue de 1.011.992 barriles por día, cifra que representa un avance del 7,65 por ciento con respecto a enero del 2011, variación que está por encima de los crecimientos promedio de todo el 2012. La producción por encima del millón de barriles llega en un momento de tendencia al alza de los precios internacionales del crudo, que hoy cerraron en 96,17 dólares por barril en la referencia WTI.

Fuente: http://www.portafolio.co/economia/produccion-petroleo-colombia-enero-2013

ESPAÑA

La fuga ocurrió a finales de Octubre al resquebrajarse una tubería subterránea a través de los poros generados por corrosión.

La Fiscalía investiga a Repsol por una fuga de 6.000 toneladas (Febrero 16, 2013) La Fiscalía de Tarragona y los

Mossos d’Esquadra investigan una fuga en la refinería de Repsol de Constantí (Tarragonès) de entre 4.000 y 6.000 toneladas de nafta, una fracción ligera del petróleo obtenida en la destilación de gasolina. La fuga ocurrió a finales de octubre en las dependencias de Repsol al resquebrajarse una cañería subterránea a través de los poros que se generan en ellas por corrosión. Un portavoz de la compañía sostiene que durante estos meses han trabajado sobre el terreno y que el producto está confinado. Sin embargo, ahora se está analizando si parte de la nafta vertida se ha filtrado a través del subsuelo a pozos y acuíferos de las tierras aledañas. Algunos agricultores han alertado a las Administraciones y a la compañía tras haber “olido” a hidrocarburos en sus depósitos de agua.

La Dirección General de Calidad Ambiental de la Generalitat ha abierto un expediente de responsabilidad ambiental a Repsol Petróleo, informan desde el Departamento de Territorio y Sostenibilidad. También ha abierto un expediente a la compañía Agencia Catalana del Agua (ACA), que está realizando un seguimiento de la fuga. Repsol, a quien la fiscalía aún no ha requerido documentación, explica que sus técnicos se movilizaron rápidamente tras detectar la pérdida de producto y alertaron al ACA.

Toneladas de nafta La compañía ha perforado en los últimos meses nuevos pozos en los terrenos afectados para controlar las toneladas de nafta vertidas. Sin embargo, los agricultores, cuando inicien el próximo mes el riego de sus cultivos, en su

mayoría avellanos, no podrán verter sobre ellos el agua desde sus canalizaciones habituales. “No nos enteramos de nada cuando ocurrió, lo hemos sabido porque están mirando los pozos y acuíferos”, explica Climent Gavaldà, presidente de la Comunidad de Regantes de las Huertas del río Francolí. Gavaldà cuenta que Repsol en las próximas semanas se hará cargo del agua de los agricultores. Según explica, la compañía petrolífera la hará llegar a través de una empresa, Itasa, quien enlazará una tubería alternativa a la instalación de riego. La nafta es uno de los productos más empleados en la refinería de Repsol en Tarragona y sirve de materia prima en productos como bolsas de plásticos, calzado o colchones. Fuente:http://ccaa.elpais.com/ccaa/2013/02/15/catalunya /1360967714_787488.html

PERU

Derrame de petróleo afectó dos kilómetros de litoral chalaco Una perforación en una tubería durante descarga de Repsol generó una mancha oleosa en la playa Cavero. Se investiga el nivel de contaminación del mar.

(Febrero 06, 2013)

Al menos dos kilómetros del litoral chalaco resultaron afectados por un derrame de petróleo registrado el lunes por la mañana. La Capitanía de Puerto del Callao informó que la empresa Repsol, operadora de la refinería La Pampilla, realizó una descarga de petróleo en la playa Cavero, en Ventanilla, cuya tubería tenía un forado. La patrullera de costa ‘Coishco’ verificó la existencia de una mancha oleosa, proveniente de la zona de operaciones número 2 del terminal, donde se encontraba el tanque ‘Stena Crhonos’. Según la concesionaria, la avería generó el derrame de hidrocarburos al mar.

Al respecto, la gerente de Fiscalización y Control de la municipalidad distrital, Gabriela Zúñiga, declaró a Canal N que el personal del Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA) del Ministerio del Ambiente inspeccionó el lugar para determinar el nivel de contaminación del litoral. Por lo pronto, no se han encontrado especies muertas. Sin embargo, adelantó que se sugerirá a los bañistas que eviten ingresar a las aguas. Lo mismo ocurrirá en los balnearios cercanos como Costa Azul y Bahía Blanca. De comprobarse el riesgo de contaminación, la empresa sería sancionada con hasta S/.12 mil de multa. En un comunicado, la Refinería La Pampilla señaló que tras el incidente “se procedió a para-

lizar las operaciones de descarga, sellado y eliminado de la filtración. Se desplegó la barrera de contención de hidrocarburos en el mar y se efectuó la recuperación del hidrocarburo con elementos absorbentes”. “Según los estimados preliminares se trataría de filtraciones de crudo que no excederían los cinco barriles de petróleo”.

Fuente: http://peru21.pe/actualidad/derrame-petroleo-afecto-dos-kilometros-litoral-chalaco-2116104

Noticias MEXICO

Cambio de legislación atraerá capitales: Shell

un tema delicado. La industria petrolera fue nacionalizada en 1938 y desde entonces es emblema de soberanía nacional. Además, Pemex es la única que puede explotar la riqueza energética del país. “Obviamente lo que más te gustaría es que las reservas fueran tuyas finalmente, pero al final de cuentas creo que hay que ver todo en su conjunto”, manifestó De la Fuente sobre el hecho de que los hidrocarburos permanezcan en propiedad del Estado. Pemex, motor de la economía mexicana, enfrenta nuevos retos como la incursión en aguas profundas y la posibilidad de contar con grandes reservas de recursos no convencionales como “shale gas” (gas de esquisto) y “shale oil” (petróleo en rocas lutitas) que cambiarían el escenario energético del país, pero que requieren millonarias inversiones.

Imagen de archivo de la sede en Rotterdam, Holanda de la petrolera anglo-holandesa Royal Dutch Shell. (Febrero 15, 2013) El gobierno mexicano quiere atraer a grandes jugadores internacionales a su rico sector petrolero, pero sólo podrá hacerlo si corona una reforma energética que permita la entrada al capital privado a todas las áreas del sector y garantice reglas del juego claras, dijo el presidente de Shell en el país.

El mandatario mexicano Enrique Peña Nieto, quien tomó posesión en diciembre, aspira contar este año con varias reformas estructurales que considera imprescindibles para impulsar a la segunda economía de América Latina. Él ha vendido la reforma energética como necesaria para captar inversión privada y darle nuevos bríos al sector y a la petrolera Pemex, que busca elevar su estancada producción petrolera de unos 2.5 millones de barriles por día. “Como país, México para realmente aprovechar el potencial que tiene, en principio, entre más abierto sea el régimen que propongan, entre más amplia y profunda sea la reforma, sin duda atraerá mas inversión”, dijo Alberto de la Fuente, presidente de la filial de la anglo-holandesa Royal Dutch Shell en México. “Tiene que ser finalmente un régimen competitivo” , dijo. “Si las condiciones en México no son competitivas o atractivas a comparación con otros países, se vuelve difícil traer inversión”, 36 agregó.

La iniciativa de reforma energética, aún en pasos iniciales, podría ir desde una basada en una reforma Constitucional, que para analistas e inversores daría más certeza jurídica, hasta otras figuras como inversión conjunta entre Pemex y otras petroleras. Incluso se ha planteado llevar una lote de acciones de la petrolera estatal a la bolsa. “Entre más profunda sea la reforma evidentemente mayor inversión y, en ese sentido, efectivamente una reforma constitucional seguramente traería más inversión”, consideró De la Fuente.

En 2008, algunos legisladores del ahora oficialista PRI se unieron al izquierdista Partido de la Revolución Democrática (PRD) para bloquear partes de una reforma del presidente Felipe Calderón que buscaba atraer participación privada a Pemex. La reforma fue aprobada finalmente y el resultado más tangible fueron los llamados “contratos incentivados”, que crearon un esquema en el que empresas privadas logran asociaciones para exploración y producción de crudo. Ese ha sido el mayor paso para permitir la participación de capital privado en el sector energético.

Sin embargo, opinó que una eventual modificación a la carta magna tendría que ir acompañada de leyes secundarias claras que apoyaran la apertura y dieran mayor certidumbre.

Sin embargo, analistas consideran limitados estos esquemas para atraer capital privado en proyectos tan costosos y riesgosos como los de aguas profundas y creen que sólo una reforma constitucional podría dar mayores inventivos.

“No es condición suficiente que haya una reforma constitucional para que al día siguiente llegue toda la inversión a México”, afirmó.

El directivo de Shell opinó que la reforma energética debe ocurrir máximo en año y medio para poder rendir frutos.

Propiedad de reservas petroleras

“México habla de aspiraciones de producir 3 millones de barriles por día, 3.5 millones de barriles por día al 2026, pues ya vamos muy justos”, subrayó.

Peña Nieto siempre ha dicho que la reforma no busca privatizar Pemex y que el Estado seguirá siendo el dueño de los recursos estratégicos, pero sus detractores dicen que el mandatario cederá las ganancias petroleras a corporaciones privadas mexicanas y extranjeras. La propiedad de los hidrocarburos en México es

Pemex y Shell son copropietarios desde hace años de una refinería en Deer Park, Texas, en la que se procesan hidrocarburos de ambas empresas. Fuente: http://www.eluniversal.com.mx/finanzas/100710.html

USA

EEUU: Justicia confirma multa de 400 M USD a Transocean por derrame en el Golfo (Febrero 14, 2013) Una jueza estadounidense aprobó este jueves una multa de 400 millones de dólares contra la firma de prospección petrolera Transocean Deepwater, por su responsabilidad en el derrame que se produjo en el Golfo de México en 2010. Esta pena forma parte del convenio alcanzado entre la empresa y el Departamento de Justicia en enero pasado, que fue confirmada este jueves por la jueza Jane Triche Milazzo del distrito Este de Louisiana, en New Orleans (sur). La explosión de la plataforma Deepwater Horizon el 20 de abril de 2010 causó la muerte de 11 personas y el pozo Macondo estuvo virtiendo centenares de millones de litros de petróleo al océano durante 87 días, afectando la costa sur de Estados Unidos y acabando con el turismo local y del sector pesquero.

Transocean acordó declararse culpable de violar la Ley de agua limpia reconociendo una negligencia, que condujo a la explosión de la plataforma.   Por otra parte, la empresa suiza se comprometió a pagar 1.000 millones adicionales para saldar en parte los procesos civiles. El grupo británico BP, que operaba la plataforma Deepwater Horizon propiedad de Transocean,

debe hacerse cargo de una multa por 4.500 millones de dólares por su responsabilidad en el desastre.   En suma, el monto de las multas y otras sanciones penales impuestas a Transocean, constituyen el segundo mayor resarcimiento por un crimen ambiental en la historia de Estados Unidos, luego del impuesto a BP.   “La explosión en Deepwater Horizon fue una tragedia sin sentido que podría haberse evitado”, dijo el abogado asistente Lanny Breuer de la División Criminalística del Departamento de Justicia. Como parte del acuerdo, la firma también estará bajo probatoria durante un período de cinco años, plazo máximo que permite la ley. La cuarta parte de los 400 millones debe ser desembolsada como multa dentro de un plazo de 60 días.   Otros 150 millones se pagarán a la Fundación Nacional de Pesca y Vida Silvestre, que usará la mitad del dinero en Louisiana para

EEUU: Justicia confirma multa de 400 M USD a Transocean por derrame en el Golfo

la restauración de la isla de barrera y otros proyectos ambientales. La otra mitad se destinará a proyectos que involucran recursos naturales en otros estados afectados, como Alabama, Florida, Mississippi y Texas. Los restantes 150 millones se destinarán a la Academia Nacional de Ciencias para la prevención de derrames de petróleo y la respuesta a estos desastres en el Golfo de México.

Fuente: http://www.eluniversal.com.co/cartagena/ambiente/eeuu-justicia-confirma-multa-de-400-m-usd-transocean-por-derrame-en-golfo-108707

Noticias Refinería El Palito continúa el arranque Venezuela avanza en acuerdos con Rusia, de sus unidades de proceso VENEZUELA

camino a ser su “mayor socio petrolero”

Tras incendio del sábado 16 Febrero, 2013.

Igor Ivanovich Sechin Presidente de ROSNEFT y Rafael Ramírez Ministro del Poder Pupular de Petróleo y Minería del Gobierno Bolivariano de Venezuela.

Enero 29, 2013) La estatal Petróleos de Venezuela (Pdvsa) firmó hoy distintos acuerdos con la estatal rusa Rosneft para el desarrollo de gas costa afuera o la importación de taladros y destacó la importancia de la alianza del país con las empresas de Rusia a la espera de que sea su “mayor socio petrolero” para 2021. Los presidentes de Pdvsa, Rafael Ramírez, y Rosneft, Igor Sechin, encabezaron hoy en Caracas la firma de acuerdos, entre los que destaca un memorando de entendimiento para que la estatal rusa explote junto a la venezolana los campos Río Caribe y Mejillones del proyecto Mariscal Sucre de gas natural licuado, al este del país. Después del encuentro con Ramírez, Sechin se entrevistó con el canciller, Elías Jaua, quien destacó que el delegado cumple una “agenda amplia” en el país, que incluye un encuentro mañana con el vicepresidente, Nicolás Maduro, a quien entregará un mensaje del presidente ruso, Vladimir Putin, para su colega de Venezuela, Hugo Chávez. Ramírez y Sechin también firmaron un contrato para la importación de taladros rusos, cuya cantidad aún se está discutiendo, aunque el titular de Rosneft estimó que podrían ser alrededor de “cincuenta al año”, y para la construcción de una empresa conjunta de fabricación de taladros en Venezuela próximamente. Ramírez, también ministro de Petróleo y Minería, señaló que actualmente se producen 230.000 barriles diarios de petróleo fruto de las empresas mixtas de PDVSA con el conjunto de empresas rusas como Rosneft, Gazprom, Surgutneftegaz o Lukoil. “Eso convierte a las empresas de la federación rusa en uno de los más importantes socios inter-

nacionales de nuestro país en la inversión petrolera”, señaló. “Hacia el año 2021 tendremos una producción conjunta de 1.123.000 barriles por día” Apuntó que, para 2019, se espera que esta producción se eleve a 913.000 barriles de crudo gracias a una inversión conjunta de 46.900 millones de dólares, de los que las empresas rusas aportarán 17.600 millones, 10.000 millones de ellos por Rosneft. “Hacia el año 2021 tendremos una producción conjunta de 1.123.000 barriles por día, lo cual convertiría a las empresas de la federación rusa en el mayor socio petrolero de nuestro país”, resaltó Ramírez. Por otra parte, Sechin anunció que quedó como “operador por parte de las compañías rusas” en la empresa mixta Petromiranda, en el bloque Junín 6 de la rica Faja petrolera del Orinoco, tras comprar la participación de la petrolera británica BP en el negocio conjunto TNK-BP. Ramírez afirmó que su Gobierno avalaba la transmisión de activos entre ambas empresas y consideraba que con Rosneft al frente de Petromiranda va a ser “más fácil la toma de decisiones”. Por otra parte, informó que Igor Sechin sostendrá encuentros con el vicepresidente Nicolás Maduro y el canciller Elías Jaua. Rusia y Venezuela mantienen estrechas relaciones comerciales especialmente en materia de defensa, siendo Caracas uno de los principales compradores latinoamericanos de armamento producido en Rusia, con casi 11.000 millones de dólares de adquisiciones en el último lustro.

(Febrero 18, 2013) Petróleos de Venezuela (PDVSA) continúa el arranque de sus unidades de proceso de la Refinería El Palito, en el estado Carabobo, tras una falla registrada este sábado en el Sistema Interconectado de Electricidad Nacional (SEN), que generó una perturbación en el sistema eléctrico. El gerente general del centro de refinación, Jesús Sánchez, explicó que luego de esta perturbación en la Refinería El Palito se procedió al restablecimiento de los servicios industriales (vapor, agua, aire y electricidad), para su completa normalización. También se culminó el arranque de las unidades de destilación atmosférica y vacío y actualmente se encuentra en proceso de estabilización, reseña una nota de prensa. En cuanto a las plantas de conversión media, Sánchez comentó que continúa su arranque normal. Se estima su carga y estabilización de acuerdo con los protocolos establecidos. “Nuestros inventarios de productos e insumos en los centros de distribución de Yagua, Barquisimeto y la REP, están por encima del porcentaje estratégico, por lo cual no se prevé ningún impacto en el suministro de gasolinas de 91 y 95, diesel, combustible de aviación, entre otros productos enviados a los estados centro occidentales del país”, informó. Además, consideró que no será necesario disponer de insumos adicionales para la mezcla de productos, pues explicó que las reservas son suficiente para atender la demanda, mientras arrancan las unidades de proceso.

Fuente: http://www.noticias24.com/venezuela/noticia/148420/ministro-rafaelramirez-se-reune-con-representantes-petroleros-de-rusia/

Fuente: http://www.noticias24.com/venezuela/noticia/151503/refineria-el-palito-solventa-falla-y-continua-con-el-arranque-de-unidades-de-proceso/

FECHA Marzo 26 – 27, 2013 Abril 8 – 10, 2013 Abril 9 – 11, 2013 Abril 9 – 11, 2013 Abril 10 – 12, 2013 Abril 16 – 17, 2013 Abril 16 – 19, 2013 Abril 17 – 18, 2013 Abril 17 -19, 2013 Abril 17 – 20, 2013 Mayo 1 – 2, 2013 Mayo 6 – 9, 2013 Mayo 7 – 9, 2013 Mayo 15 – 16, 2013 Mayo 15 – 16, 2013 Mayo 15 – 17, 2013 Mayo 21 – 22, 2013 Mayo 21 – 23, 2013 Mayo 21 – 24, 2013 Junio 3 – 5, 2013 Junio 4 – 6, 2013 Junio 11 – 13, 2013 Junio 11 – 14, 2013 Junio 12 – 14 2013 Junio 18 – 21, 2013 Junio 19– 20, 2013 Junio 23 – 26, 2013 Junio 24 – 28, 2013 Junio 26 – 27, 2013 Julio 16 – 17, 2013 Julio 22 – 24, 2013 Julio 24 – 26, 2013 Julio 28 – 31, 2013 Agosto 12 – 14, 2013 Agosto 21- 22, 2013 Agosto 25 – 28, 2013 Agosto 26 – 28, 2013 Septiembre 10 – 13, 2013 Septiembre 24 – 26, 2013 Septiembre 24 – 26, 2013 Septiembre 30 al 3 Octubre, 2013 Septiembre 30 al 2 Octubre, 2013 Septiembre 30 al 3 Octubre, 2013 Octubre 7 – 10, 2013 Octubre 7 – 10, 2013 Octubre 10 – 12, 2013 Octubre 20 – 23, 2013 Octubre 22 – 24, 2013 Octubre 23 – 25, 2013 Octubre 29 – 31, 2013 Noviembre 4 -7, 2013 Noviembre 13 – 15, 2013 Noviembre 14 – 15, 2013 Noviembre 20 – 22, 2013 Diciembre 4 – 6, 2013

N EVENTO

Coiled Tubing & WellIntervention Conference & Expo SPE International Symposiumon Oilfield Chemistry PECOM – Petroleum Exhibition & Conference of Mexico Conferencia de Petróleo y Gas ARPEL 2013 SPE Unconventional Resources Conference 2013 API Pipeline Conference 2013 17th International Conference & Exhibitionon Liquefied Natural Gas (LNG 17) IADC/SPE Managed Pressure Driling & Underbalanced Operations Conference & Expo XV Congreso Internacional de Mantenimiento Petro Gas Natural Gas Odorization International Conference & Expo OTC – Offshore Technology Conference Coatech Corrosion, Mining & Infrastructure Unpiggable Pipeline Solutions Forum IX Congreso Internacional de Minería y Petróleo 2013 SPE Artificial Lift Conference – Americas AGA (American Gas Association) Operation Conference & Biennial Exhibition 5to Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas de Hidrocarburos ILTA 33rd Annua lConference & Trade Show NACE – Bringonthe Heat 2013 SPE Heavy Oil Conference – Canada Brasil Offshore SGA (Southern Gas Association Offshore Gas Operations Conference & Exhibits) COTEQ – 12th Conferenceon Technology Equipment The International Forum on Transportation of CO2 by Pipeline ASCE – Pipeline Conference 2013 Exploration and Production Standards Conferenceon Oilfieldequipmens and Materials SPE Latin America and Caribbean Health, Safety, Social Responsability and Environment Conference API Offshore Safe and Lifting Conference & Expo SGA (Southern Gas Association) Operating Conference & Exhibits ASME 2013 International Pipeline Geotechnical Conference APGA (American Public Gas Association) Annual Conference Unconventional ResourcesTechnology Conference 6to Congreso Internacional de Gas y Energía de Bolivia 4th ISMOS – International Symposiumon Applied Microbiology and Molecular Biology in OilSystems NACE – Central Area Conference 2013 NACE Western Area Conference 2013 Rio Pipeline 2013 Conference& Expo HOLA – Heavy Oil Latin America Congress CORCON 2013 SPE AnnualTechnicalConference and Exhibition 9no Congreso Mexicano de Confiabilidad & Mentenimiento AOG – Argentina Oil& Gas Expo 2013 NACE – Eastern AreaConference 2013 ASCE 143rd Annual Civil Engineering Conference Pipeline Operations & Integrity Management Asia PacificOil& Gas Conference & Exhibition SGA (Southern Gas Association) Fall L adership Conference OTC Brasil ASNT Annual Conference 2013 ASME South American International V Congreso de Protección Contra la Corrosión XV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference

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Noticia Com lucro menor, Petrobras se afasta das gigantes de petroleo em valor de Mercado Petrobras perdeu o posto de maior empresa em valor de mercado do Brasil para a Ambev (Fevereiro 7, 2013) Após sofrer fortes perdas com a defasagem dos preços dos combustíveis e com a valorização do dólar, que culminaram em um lucro 30% menor em 2012, o pior dos últimos oito anos, a Petrobras vêm cada vez mais se distanciando, em valor de mercado, das maiores petrolíferas do mundo. Segundo dados compilados nesta quinta-feira pela BBC Brasil, a brasileira possui atualmente valor de mercado inferior a Exxon Mobil (US$ 404 bilhões), PetroChina (US$ 252 bilhões), Chevron (US$ 227 bilhões), Royal Dutch Shell (US$ 220 bilhões), BP (US$ 140 bilhões) e Total (US$ 120 bilhões). Avaliada em US$ 108 bilhões (R$ 215 bilhões) pelo mercado, a Petrobras está atrás até mesmo da colombiana Ecopetrol, que, apesar de ser a maior empresa do setor na Colômbia, possui operações menores do que a estatal sediada no Rio de Janeiro. O quadro é bem diferente do de março de 2011, quando as ações da petrolífera atingiram seu pico histórico. Naquela ocasião, a estatal valia quase duas vezes mais, ou R$ 413,3 bilhões, segundo dados da consultoria Economatica. O cenário também se contrapõe ao de setembro de 2010, quando a Petrobras fez a maior oferta pública de ações da história das bolsas e tornou-se a quarta maior empresa do mundo em valor de mercado.

Desde então, no entanto, a estatal brasileira vem perdendo a posição que havia consolidado entre as maiores companhias do globo e, mais especificamente, do setor de petróleo.

Na última segunda-feira, a Petrobras anunciou ter obtido, em 2012, seu pior lucro em oito anos, R$ 21,18 bilhões, o que representou uma queda de 36% em relação ao ano anterior. Também no ano passado, de abril a junho, a estatal registrou prejuízo de R$ 1,346 bilhão, algo que não acontecia desde o primeiro trimestre de 1999. O lucro da Petrobras, de R$ 21,18 bilhões, também foi inferior ao da BP, mesmo depois de a gigante britânica ter sofrido uma forte sangria devido a um vazamento em uma plataforma de petróleo no Golfo do México em 2010 e visto seus lucros se reduzirem à metade no ano passado. No Brasil, a estatal também deixou de ser a maior empresa do país em valor de mercado, posição que ocupava há anos, sendo substituída pela Ambev, do setor de bebidas.

Motivos Segundo a presidente da Petrobras, Maria das Graças Foster, os resultados da companhia refletem o impacto principalmente da defasagem nos preços dos combustíveis no Brasil e da desvalorização do real. Isso porque, para atender à crescente demanda interna por gasolina e diesel, a gigante brasileira compra os combustíveis no exterior a preços de mercado e depois vende mais barato no país. Esse desequilíbrio foi prejudicado ainda mais com a valorização do dólar frente à moeda brasileira, que elevou os custos de importação.

Segundo dados da Centro Brasileiro de Infraestrutura (Cbie), consultoria especializada no setor, de janeiro a outubro de 2012, a Petrobras perdeu estimados R$ 3,9 bilhões, devido ao descompasso entre a importação e a receita obtida com a gasolina e o óleo diesel. A decisão de não repassar aos consumidores a diferença entre o preço dos derivados do petróleo no mercado internacional e o preço no mercado doméstico, ainda que nociva às contas da estatal, segue uma determinação do governo, que quer evitar a todo custo o aumento da inflação. Os dois últimos reajustes nos combustíveis também não foram suficientes para eliminar a defasagem dos preços, acrescentou Foster na última segunda-feira.

GNL Além disso, o temor de uma possível crise energética fez com que o governo acionasse as termelétricas em outubro do ano passado, acrescentando um novo prejuízo à empresa, uma vez que a Petrobras teve de importar gás natural liquefeito (GNL) e vendêlo mais barato para manter a operação dessas usinas. Se as termelétricas forem mantidas a 100% durante todo o ano, a empresa será impactada por uma perda de cerca de R$ 4 bilhões, ainda de acordo com o Cbie. Na avaliação dos especialistas, a perda em valor de mercado da companhia brasileira reflete também a desconfiança dos investidores sobre a real capacidade da empresa de entregar melhores resultados. Parte desse pessimismo também advém da lentidão no processo de exploração das novas reservas do pré-sal, cuja primeira rodada de licitação deve acontecer apenas em novembro deste ano.

Fuente:http://www.bbc.co.uk/portuguese/noticias/2013/02/130206_petrobras_queda_lgb.shtml

PORTUGUÊS Ouriços-do-mar podem apontar saída para captura de CO2 , diz estudo A capacidade natural dos ouriços-do-mar de absorver gás carbônico pode ser um modelo para a captura e armazenagem efetivas do CO2, dizem pesquisadores britânicos. Uma equipe de cientistas da Newcastle University, em Newcastle, Inglaterra, descobriu por acaso que os ouriços usam o metal níquel para transformar dióxido de carbono (CO2) em carbonato de cálcio, um elemento que faz parte da constituição de conchas. Eles dizem que a técnica pode ser usada para transformar emissões de usinas de energia em carbonato de cálcio, uma substância inofensiva. Seu estudo foi publicado na revista científica Catalysis Science and Technology. Muitas criaturas marinhas convertem o CO2 presente na água em carbonato de cálcio. Espécies como mariscos, ostras e corais usam o cálcio para fazer suas conchas e esqueletos.

Acaso Quando a equipe da Newcastle University observou as larvas dos ouriços-do-mar, descobriu que havia altas concentrações de níquel em seus esqueletos externos. Trabalhando com partículas minúsculas do metal, os pesquisadores descobriram que quando adicionavam níquel a uma solução contendo CO2 e água, o níquel removia completamente o CO2.

“É um sistema simples”, disse Lidija Siller, uma das integrantes da equipe responsável pelo estudo. “Você injeta bolhas de CO2 na água onde você tem as nanopartículas de níquel e você está capturando muito mais carbono do que você normalmente faria - e depois você pode facilmente transformá-lo em carbonato de cálcio”. “Parece bom demais para ser verdade, mas funciona”, ela acrescentou. No momento, a maioria das propostas para captura e armazenagem de carbono (em inglês Carbon Capture and Storage, ou CCS) se baseiam em torno da ideia de capturar CO2 de usinas elétricas ou químicas e bombear o gás para o subsolo, onde ficaria armazenado em antigos poços de petróleo ou formações rochosas. Mas ainda há dúvidas quanto à possibilidade de que o carbono armazenado vaze para a atmosfera novamente. Os pesquisadores de Newcastle dizem que uma abordagem alternativa seria “trancar” o CO2 em outra substância, como o carbonato de cálcio ou carbonato de magnésio. Isso já pode ser feito usando-se uma enzima chamada anidrase carbônica, mas é o método é muito caro. Falando à BBC, o pesquisador Gaurav Bhaduri, principal autor do estudo da Newcastle University, explicou que usar o níquel seria uma opção muito mais econômica.

Ouriço do Mar pode servir de modelo para absorção de gás carbônico, dizem cientistas “A beleza do catalizador níquel é que ele continua trabalhando independentemente do pH e, por conta de suas propriedades magnéticas, pode ser capturado novamente e reutilizado várias vezes”, ele explicou. “Também é muito barato, mil vezes mais barato do que a anidrase carbônica. E o subproduto - o carbonato - é útil e não causa danos ao meio ambiente”. Calcula-se que o carbonato de cálcio constitua 4% da crosta terrestre.

Fuente: http://www.bbc.co.uk/portuguese/noticias/2013/02/130205_seaurchin_carbon_storage_mv.shtml

Transocean vai pagar multa US$ 1,4 bi por vazamento no Golfo (Janeiro 3, 2013) A empresa Transocean, com sede na Suíça, concordou nesta quinta-feira em pagar multa de US$ 1,4 bilhão (cerca de R$ 2,8 bilhões) por sua participação no pior vazamento de petróleo da história dos EUA.

Segundo o Departamento de Justiça dos EUA, a O vazamento durou três meses. A petroleira britâempresa, proprietária da plataforma Deepwater nica BP, responsável pela operação da plataforma, Horizon – que explodiu em 2010, matando 11 fun- já havia concordado em pagar multas de US$ 4,5 cionários provocando o vazamento no Golfo do bilhões (cerca de R$ 9,1 bilhões). México –, declarou-se culpada das acusações criminais contra ela. Fuente: http://www.bbc.co.uk/portuguese/ultimas_noticias/2013/01/130103_transocean_ac_rn.shtml

PORTUGUÊS

Corrosão sob tensão em equipamentos hidromecânicos de usinas hidrelétricas Neusvaldo L. de Almeida1, Zehbour Panossian2, Guilherme Poltronieri3, Cristiano Cardoso4

PALAVRAS-CHAVE

Os aços ASTM A 36 e ASTM A 572 são comumente utilizados na fabricação de equipamentos hidromecânicos de usinas hidrelétricas, podendo sofrer corrosão tanto localizada como generalizada. Neste trabalho, foi desenvolvida uma metodologia para estudar corrosão sob tensão nesses equipamentos seja decorrente de tensões de tração residual ou aplicadas. O efeito da soldagem também foi estudado. Para isso, chapas com espessuras de 9,5 mm, 19 mm e 31 mm foram soldadas de topo utilizando-se eletrodo revestido e arame tubular. Foram realizados ensaios em laboratório e ensaios de campo diretamente nos lagos das usinas hidrelétricas. Em condições controladas de laboratório, foram realizados ensaios bent beam três e quatro pontos e ensaios em proof ring conforme norma ASTM e NACE TM 0177, em meio contendo H2S e nas águas coletadas nas usinas, contendo bicarbonato e CO2. Nos lagos das usinas Ilha Solteira, Três Irmãos, Paraibuna e na usina Elevatória de Traição, foram realizados ensaios de bent beam. Resultados destes ensaios serão discutidos bem como, a influência dos processos de soldagem.

Aços estruturais Corrosão sob tensão Sulfeto de hidrogênio Arbonato

Os aços carbono estruturais utilizados na fabricação de equipamentos e estruturas são expostos aos mais variados meios de exposição e, portanto, podem sofrer determinados tipos de corrosão, seja localizada ou generalizada. Dentre os tipos de corrosão localizada, a corrosão sob tensão deve receber uma atenção especial, já que é difícil de ser identificada e pode resultar em danos importantes. Este tema foi objeto de um estudo desenvolvido conjuntamente pelo Instituto de Pesquisas Tecnológicas – IPT e pela Companhia Energética de São Paulo – CESP. Foram estudadas variáveis relacionadas com os materiais utilizados na fabricação dos equipamentos hidromecânicos, com os meios de exposição e com as transformações a que os materiais são submetidos durante os processos de fabricação, incluindo àquelas decorrentes dos processos de soldagem. O estudo foi conduzido por meio de ensaios em laboratório e em campo: em laboratório, foram realizados ensaios de bent beam (flexão) e proof ring (tração) em meio de H2S conforme a NACE TM 0177 (1) e em águas coletadas nas usinas, contendo bicarbonato e CO2. Em campo, foram realizados ensaios de bent beam diretamente nas águas das usinas hidrelétricas de Ilha Solteira (Rio Paraná), Três Irmãos (Rio Tietê), Paraibuna (Rio Paraibuna) e na usina Elevatória de Traição (Rio Pinheiros).

Aspectos teóricos da corrosão sob tensão A corrosão sob tensão (CST) é um processo tempo-dependente no qual um metal ou liga metalurgicamente suscetível à corrosão sofre um trincamento prematuro devido à ação sinérgica do meio corrosivo e da tensão de tração estática (2); (3). Cita-se que a ação isolada da tensão ou do meio corrosivo não é capaz de causar corrosão sob tensão (4); (5); (6). A CST manifesta-se na forma de trincas (7) e estas muitas vezes dão a impressão de fragilidade

do material devido à aparente redução da resistência mecânica (8), pois as trincas frequentemente propagam-se com baixa taxa de deformação, semelhante aos casos de ruptura frágil (6). Na verdade, a CST não causa alterações das propriedades mecânicas do material e a ocorrência das trincas se deve à concentração localizada de tensões as quais causam a ruptura do material. O início e o desenvolvimento das trincas causadas por CST nem sempre são fáceis de serem identificados, pois a formação destas está associada à corrosão localizada e, conseqüentemente, a pequena perda de massa do material (5); (7). Alguns autores afirmam que somente aços estruturais com teor de carbono superior a 0,20 % podem sofrer corrosão sob tensão. Porém já foram observadas trincas em aços-carbono estruturais descarbonetados com apenas 0,01 % de carbono na superfície (4). Com relação às propriedades mecânicas, parece ser consenso que os aços-carbono de alta e média resistência sofrem corrosão sob tensão somente quando sua dureza for superior a 22 HRC, principalmente em meios contendo sulfeto de hidrogênio (4); (9). Levando-se em consideração a microestrutura dos materiais, a resistência à corrosão sob tensão pode estar associada à existência de grãos de tamanhos grandes (microestrutura grosseira), os quais podem alojar heterogeneidades como inclusões e precipitações, sendo pontos de concentração de tensão. A formação de grãos de tamanho grande pode ser favorecida pelos tratamentos térmicos de têmpera e pelas operações de soldagem (4). Para (5), a corrosão sob tensão é específica para um metal em um determinado meio, não havendo um meio que cause corrosão sob tensão em todos os metais e nem um tipo de metal ou liga que sofra corrosão sob tensão em qualquer meio. Até mesmo meios aparentemente não-agressivos, como a água, podem causar co-

1 Mestre em engenharia, pesquisador do Laboratório de Corrosão e Proteção do IPT. - 2 Doutora em ciências, pesquisadora-chefe do Laboratório de Corrosão e Proteção do IPT. 3 Enegnheiro pleno da Companhia Energética de São Paulo – CESP. 4 Mestre em engenharia, pesquisador assistente do Laboratório de Corrosão e Proteção do IPT.

rrosão sob tensão em alguns metais (10); (8); (6). Para haver formação de trincas, a tensão deve ser de tração (aplicada, residual ou gerada), pois tensões de compressão não causam corrosão sob tensão. Pelo menos na região onde se acarretando assim uma deformação plástica no material (4). Os ensaios de corrosão sob tensão permitem conhecer o comportamento de metais ou ligas em uma determinada condição de serviço e conseqüentemente prover subsídios para orientar projetos de construção de equipamentos para utilização em condições que possam resultar em danos por corrosão sob tensão. De maneira geral, os ensaios para verificação da resistência à corrosão sob tensão são divididos quanto ao tipo de solicitação mecânica (11); (12); (5); (2): • Ensaios estáticos: com carga ou deformação constante, tais como os ensaios de proof ring (tração), bent beam (flexão), C-ring e U bend; • Ensaios dinâmicos: com velocidade de deformação constante, tal como o ensaio de baixa taxa de deformação (BTD). Os ensaios estáticos são realizados com carga ou deformação constante. Neste tipo de ensaio, os corpos de prova são submetidos a tensões de tração ou de flexão. Depois de tensionados, os corpos de prova são imersos em um meio corrosivo, sendo acompanhado o tempo para a falha (11). Neste estudo, foram realizados ensaios estáticos, por serem mais representativos das condições operacionais dos equipamentos.

dentro da zta (zona termicamente afetada), uma vez que esta região teria durezas e níveis de tensão residual maiores que o metal base, foram usinados corpos de prova paralelos ao cordão de solda. No entanto, os exames metalográficos destes corpos de prova mostraram que neles não havia microestrutura típica de zta, provavelmente porque esta era muito estreita. Assim, para garantir que os corpos de prova contivessem a zta, estes foram preparados na direção transversal ao cordão de solda. Nas Figuras 1 e 2, estão apresentados, esquematicamente os corpos de prova transversais utilizados nos ensaios de bent beam (flexão) e proof ring (tração), respectivamente. Inicialmente, adotou-se aplicar tensões proporcionais ao limite de escoamento do material. No entanto, como as características do material são diferentes, próximo e longe da solda, foi desenvolvida uma metodologia auxiliar para determinar experimentalmente um parâmetro que estivesse associado ao módulo de elasticidade do material heterogêneo, e que considerasse a zta. Este parâmetro foi denominado de “parâmetro β”.

de tensão x flecha assemelham-se aos diagramas de tensão x deformação em tração. Assim, a “tensão de escoamento em flexão” pode ser considerada como a tensão na qual ocorre um afastamento da linearidade. O ensaio de bent beam quatro pontos foi realizado conforme as metodologias descritas nas normas NACE TM 0177 (1) e ASTM G 39 (13). Para a realização deste ensaio, utilizaram-sedispositivos de aço inoxidável semelhantes ao apresentado na Figura 3. Neste ensaio, a região de interesse dos corpos de prova permaneceu entre os dois apoios centrais. Com este dispositivo foi possível aplicar níveis de tensões de flexão proporcionais à “tensão de escoamento em flexão” na zta. A equação 2 foi utilizada para determinar a flecha a ser aplicada nos dispositivos com quatro pontos.

Para determinar o “parâmetro β”, instalou-se o corpo de prova em um dispositivo do bent beam (flexão) três pontos, aplicando-se uma força correspondente ao peso de um bloco de aço conectado ao centro do corpo de prova. Com um relógio comparador, mediu-se a deflexão do corpo de prova e determinou-se o “parâmetro β” a partir da eq. 1 (13).

Metodologia

Figura 1. Esquema do corpo de prova bent beam (flexão).

Para o desenvolvimento do estudo, foram utilizados os aços estruturais ASTM A 36 e ASTM A 572 Gr 50. Estes materiais foram submetidos à análise da composição química, ensaio de tração, determinação da dureza e exames metalográficos. Com o objetivo de reproduzir as condições inerentes à fabricação dos equipamentos hidromecânicos, inclusive aquelas cujo processo de soldagem não é rigorosamente controlado, chapas de aço ASTM A 36 e ASTM A 572 foram soldadas de topo com e sem controle rigoroso, utilizando-se os processos de soldagem com eletrodo revestido e arame tubular. Após a soldagem, as juntas soldadas foram submetidas ao ensaio radiográfico para verificação da presença de defeitos e falhas na soldagem e submetidas a exames metalográficos e a determinação da microdureza. Para se obter corpos de prova integralmente

Devido à heterogeneidade dos corpos de prova transversais ao cordão de solda, determinou-se

Figura 2. Esquema do corpo de prova proof ring (tração).

a “tensão de escoamento em flexão”, instrumentando os “corpos de prova transversais” com extensômetros e submetendo-os à flexão. Deste modo, para cada deformação, calculouse a tensão correspondente. Embora a tensão de escoamento de materiais como o aço-carbono seja determinada submetendo corpos de prova à tração, o método utilizado permitiu estimar a “tensão de escoamento em flexão”, uma vez que os gráficos

Figura 3. Dispositivo com quatro pontos de apoio empregado no ensaio de bent beam (laboratório e campo).

O ensaio de bent beam foi realizado em laboratório conforme a NACE TM 0177 (1), imergindose os dispositivos em frascos de vidro contendo aproximadamente 1,5 L de solução de cloreto de sódio 5 % (m/m) e ácido acético 0,05 % (m/m). Em cada frasco, foram colocados dois dispositivos com corpos de prova do mesmo material, porém com tensões diferentes. Posteriormente, os frascos foram vedados e a solução foi desaerada, borbulhando-se nitrogênio (N2) por 30 minutos a uma vazão de 100 mL/min. Em seguida, foi borbulhado gás sulfídrico (H2S) por 30 minutos (100 mL/min.). Os dispositivos permaneceram imersos durante 720 h (30 dias), sendo borbulhado o gás sulfídrico (H2S) por 30 minutos a uma vazão de 100 mL/min. a cada 48 h.

Resultados e discussão A Tabela 1 apresenta a composição química dos aços ASTM A 36 e ASTM A 572 utilizados neste estudo. Nota-se que a composição química dos materiais está de acordo com as especificações correspondentes. Na Tabela 2, estão apresentadas as propriedades mecânicas dos materiais e nas figuras 7 e 8, as microestruturas dos materiais. Observando os aspectos micrográficos apresentados nestas figuras, verifica-se uma matriz de ferrita (parte clara) contendo regiões perlíticas (parte escura) característica de aços-carbono. Tabela 1 - Composição química dos aços.

Para verificar o efeito dos íons carbonato e bicarbonato, o ensaio conforme NACE TM 0177 (1) foi adaptado, substituindo-se a solução padronizada por uma solução de bicarbonato de sódio (2 g/L) preparada com as amostras de água das usinas, sendo borbulhado o gás carbônico (CO2) a cada 48 h, ao invés do H2S. A realização deste ensaio foi motivada por citações na literatura, sobre a influência dos íons carbonatos e/ou bicarbonatos na ocorrência de CST (4); (8); (7). O ensaio de corrosão sob tensão proof ring (tração) foi realizado conforme a metodologia apresentada na NACE TM 0177 (1). Para aplicação da tensão de tração, utilizaram-se anéis dinamométricos como o apresentado na Figura 4. Estes anéis foram calibrados de modo que, conhecendo-se a deformação sofrida, era possível determinar a tensão aplicada ao corpo de prova. Após a aplicação da tensão, os corpos de prova foram imersos em aproximadamente 300 mL de solução contendo 5 % de cloreto de sódio, 2,5 % de ácido acético e 0,41 % de acetato de sódio. Posteriormente, a solução foi desaerada, borbulhando-se nitrogênio (N2) por 30 minutos a uma vazão de 100 mL/min. Em seguida, foi borbulhado o gás sulfídrico (H2S) por 30 minutos (100 mL/ min.). Os corpos de prova permaneceram imersos durante 720 h (30 dias) ou até a constatação de rompimento dos corpos de prova, sendo borbulhado o H2S (30 minutos a 100 mL/min.) a cada 48 h.

Para a realização dos ensaios de campo, foram confeccionadas “gaiolas” em aço inoxidável AISI 304 com suportes de polietileno para fixação dos dispositivos de bent beam (flexão). Na Figura 5, está apresentada a “gaiola” e o suporte de polietileno. Na Figura 6, está apresentado o detalhe da fixação dos dispositivos no suporte de polietileno. As gaiolas permaneceram imersas durante sete meses nas usinas hidrelétricas de Ilha Solteira, Três Irmãos e Paraibuna da CESP e também na usina Elevatória de Traição.

Tabela 2 - Propriedades mecânicas dos aços.

(*) Valores mínimos especificados.

Observando as propriedades mecânicas dos aços ASTM A 36 e ASTM A 572 apresentadas na Tabela 2, verifica-se que os materiais utilizados estão de acordo com os valores especificados. Na Tabela 3, estão apresentadas as microdurezas da seção transversal da região soldada, da zta e da matriz dos aços. As medidas foram realizadas na escala Vickers (HV), pois os materiais não apresentaram dureza suficiente para a realização das medidas na escala Rockwell C (HRC). Portanto, todas as regiões medidas apresentaram microdureza inferior a 22 HRC (238 HV equivale a aproximadamente 20 HRC), o qual é um valor crítico acima do qual os metais poderão sofrer corrosão sob tensão. As figuras 9 a 11 apresentam aspectos micrográficos da seção transversal das juntas soldadas com e sem controle rigoroso do processo, respectivamente. Nota-se nestas figuras que, no processo sem o Figura 4. Dispositivo empregado no ensaio controle rigoroso, as juntas soldadas apresentaram porosidades. de proof ring (tração).

Figura 5. Caixa em aço inoxidável 304 e suporte de polietileno utilizados no ensaio de campo.

Figura 9 - Seções transversais das juntas soldadas com controle da soldagem. Espessura da chapa 9,5 mm: a) ASTM A 36 eletrodo revestido; b) ASTM A 36 - arame tubular; c) ASTM A 572 - eletrodo revestido; d) ASTM A 572 - arame tubular.

Figura 6. Detalhe da fixação dos dispositivos no suporte de polietileno.

Figura 10. Seções transversais das juntas soldadas com controle da soldagem. Espessura da chapa 19 mm: a) ASTM A 36 eletrodo revestido; b) ASTM A 36 - arame tubular; c) ASTM A 572 - eletrodo revestido. d) ASTM A 572 - arame tubular.

Figura 7 - Aspecto micrográfico do aço ASTM A 36. Ferrita e perlita. Ataque: Nital 5 %. Aumento 200 x.

Figura 11 - Seções transversais das juntas soldadas sem controle da soldagem: a) ASTM A 36 - arame tubular, 31 mm. b) ASTM A 36 - eletrodo revestido, 31 mm. c) detalhe do defeito ASTM A 572, arame tubular, 19 mm. d) detalhe do defeito (ASTM A 572, eletrodo revestido, 19 mm). Figura 8 - Aspecto micrográfico do aço ASTM A 572. Ferrita e perlita. Ataque: Nital 5 %. Aumento 200 x

Tabela 3 - Resultados da microdureza das juntas soldadas com e sem controle do processo.

Analisando os resultados apresentados na Tabela 3, nota-se que: • de maneira geral, a microdureza no cordão de solda é ligeiramente superior à da zta que por sua vez é superior à do metal base, exceto em três casos nos quais estes valores foram praticamente iguais; • mesmo utilizando-se chapas mais espessas e processos de soldagem sem controle rigoroso, o aumento da microdureza não foi muito significativo;

Observando os valores apresentados na Tabela 5, nota-se o grande aumento da “tensão de escoamento em flexão” em relação à tensão de escoamento padrão. Isto deve-se provavelmente aos metais de adição da solda que modificam algumas das características dos materiais como microdureza da zta e do cordão de solda em relação ao metal base. Nas tabelas 6 e 7, estão apresentadas as tensões aplicadas e os resultados dos exames visuais e metalográficos dos ensaios de bent beam (flexão), realizados conforme a NACE TM 0177 (1) e modificado (utilizando as amostras de água das usinas), respectivamente. Nos exames visuais realizados após os ensaios, não foi detectada a presença de trincamento em nenhum dos corpos de prova. Nos exames metalográficos, também não foi detectada a presença de trincas. Portanto, nas condições estudadas, os aços ASTM A 36 e ASTM A 572 não se mostraram susceptíveis à corrosão sob tensão.

Tabela 6 – Ensaio de bent beam (flexão) realizado em laboratório conforme a NACE TM 0177 [8]

(*) Calculada com base na tensão de deformação em flexão da Tabela 5.

A Tabela 4 apresenta os valores obtidos para o “parâmetro β”. Tabela 7 - Ensaio de bent beam (flexão) realizado em laboratório com água das usinas, contendo bicarbonato e CO2.

Observando os resultados da Tabela 4, pode-se concluir que os valores do “β” foram ligeiramente menores que o módulo de elasticidade teórico (210 GPa). Portanto, para uma tensão constante, é necessária uma flecha maior. Nos ensaios de bent beam, a tensão aplicada foi calculada com base no “parâmetro β”, considerando o valor de 202 GPa para o módulo de elasticidade (média entre os valores obtidos).

(*) Calculada com base na tensão de deformação em flexão da Tabela 5.

Na Tabela 5, está apresentada a “tensão de deformação em flexão” dos corpos de prova transversais obtida com o auxílio do dispositivo bent beam. Esta Tabela apresenta ainda o limite de escoamento padrão dos materiais base.

Após 30 dias de ensaio proof ring (tração), apenas um corpo de prova obtido a partir da seção transversal das chapas soldadas apresentou trinca. Porém, uma análise metalográfica da região com trinca indicou que houve falta de fusão e, portanto, o problema estava relacionado com a solda e não com corrosão sob tensão. Os resultados mostraram que nenhum outro corpo de prova apresentou trinca, Tabela 5 - “Tensão de deformação em flexão” dos corpos de prova. indicando que nas condições estudadas os aços ASTM A 36 e ASTM A 572 soldados não se mostraram susceptíveis à corrosão sob tensão para as tensões estudadas. Os corpos de prova foram avaliados também por meio de exames metalográficos e em todos eles foi constatada perda de seção causada por corrosão generalizada. Nenhum trincamento foi observado.

Na Tabela 8, estão apresentadas as tensões aplicadas nos corpos de prova submetidos ao ensaio de campo de bent beam (flexão), durante sete meses. Após este período, não se verificou presença de trincas em nenhum corpo de prova.

Tabela 8 - Ensaio de bent beam (flexão) realizado em campo.

CONCLUSÕES

Os ensaios realizados com os aços ASTM A 36 e ASTM A 572, tanto em laboratório como em campo, mostraram que estes materiais não apresentaram trincamento por corrosão sob tensão, mesmo nos casos em que as tensões aplicadas eram próximas ou ligeiramente superiores ao limite de escoamento do material. Assim, considerando-se que o meio era altamente corrosivo (presença de H2S e de íons carbonato e bicarbonato) e existia tensão tração residual e aplicada, podese inferir que mesmo nas condições nas quais os processos de soldagem não tenham sidos controlados, os materiais estudados não se mostraram propensos à corrosão sob tensão. Houve um único evento de rompimento de corpo de prova no ensaio proof ring (tração), mas os exames metalográficos indicaram que houve falta de fusão durante a solda, sendo esta a razão do rompimento.

A corrosão sob tensão está associada à existência simultânea de três fatores quais sejam: tensão de tração, material susceptível e um meio corrosivo. Os ensaios de laboratório foram concebidos para reproduzir todas as variáveis associadas a este fenômeno: meios conhecidamente corrosivos (uma solução de cloreto de sódio acidificada com ácido acético e saturada com H2S e uma solução de bicarbonato saturada com CO2) e tensões de tração aplicadas e/ou decorrentes de operações de soldagem. No caso da solução de cloreto de sódio acidificado com ácido acético e saturado com H2S, a preocupação era com eventual formação de gases de enxofre, mais especificamente o gás sulfídrico, decorrentes de putrefação de material orgânico. Já no caso dos ensaios com água das usinas, o objetivo era investigar a eventual ocorrência do fenômeno associado à presença de dióxido de carbono e de bicarbonato, em meio de pH próximo do neutro. Em laboratório, foram realizados ensaios com tensão de flexão e com tensão de tração, aplicando-se tensões superiores às tensões de projeto. Isto porque, neste tipo de ensaio, é recomendável que se aplique níveis de tensões próximos ou até mesmo ligeiramente superiores ao limite de escoamento dos materiais, uma vez que o objetivo é conhecer as características dos diversos materiais para uma seleção adequada. Em campo, os ensaios foram realizados apenas com tensão de flexão, uma vez que não havia condições de manter os dispositivos de proof ring (tração) imersos nas águas das usinas. Também em campo, os ensaios foram realizados com tensões superiores ao limite de escoamento dos materiais. Ainda quanto à natureza da carga aplicada, em ambas as condições, em laboratório e em campo, o estudo foi desenvolvido com deformação constante, embora se saiba que os ensaios com carga constante são mais severos do que os com deformação constante, visto que ocorre relaxação do material o que reduz a tensão aplicada. Neste estudo, porém, o ensaio com deformação constante era mais representativo das condições operacionais dos equipamentos. Com relação às características dos materiais estudados, sabe-se da literatura que aços-carbono com dureza inferior a 22 HRC, em geral, não sofrem corrosão sob tensão; no entanto, os processos de fabricação de equipamentos invariavelmente envolvem operações de soldagem e esta por sua vez modifica as propriedades mecânicas dos materiais podendo elevar a dureza para valores acima deste patamar e, portanto, potencializando a probabilidade de ocorrência deste fenômeno. Por esta razão, na preparação dos corpos de prova, procurou-se reproduzir também as operações de soldagem, inclusive aquelas não controladas adequadamente. Durante os ensaios, os corpos de prova foram avaliados visualmente, quanto à ocorrência de trincamento. Após os ensaios, os corpos de prova foram devidamente limpos e avaliados com auxílio de lupas e por meio de exames metalográficos. Foi constatada apenas perda de seção causada por corrosão generalizada; em nenhum dos corpos de prova foi detectado trincamento. Estes resultados estão em acordo com os dados de literatura, que afirmam que materiais com dureza inferior a 22 HRC não sofrem corrosão sob tensão. Assim, com base nos ensaios e análises realizadas, é possível afirmar que nas condições estudadas, os aços ASTM A 36 e ASTM A 572 não se mostraram passiveis de sofrer corrosão sob tensão, mesmo nas regiões supostamente afetadas por processos de soldagem. Isto porque, embora as regiões afetadas termicamente apresentassem uma microestrutura martensítica, a dureza era inferior a 22 HRC e a zta era extremamente estreita. Nesta região, mesmo que houvesse possibilidade de nucleação de trincas por corrosão sob tensão, a sua propagação somente poderia ocorrer por outro tipo de mecanismo como, por exemplo, danificação por hidrogênio. Como no caso em estudo, o meio não é capaz de gerar hidrogênio, esta possibilidade não deve ser considerada.

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