corrosion interna

Corrosión Interior de Ductos

Julio 2008 © NACE International, 2003

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Manual del Curso sobre Corrosión Interna en Tuberías 1 © NACE International, 2003 Julio 2007

Corrosión Interna en Tuberías

Manual del Curso Índice

Información General del Curso Aplicación de la Certificación en Corrosión Interna Programa Diario del Curso Introducción Capítulo 1–Teoría, Tipos y Mecanismos de Corrosión

Introducción ................................................................................................................. 1:1 Fundamentos de Corrosión ......................................................................................... 1:2 Tipos y Mecanismos de Corrosión ............................................................................. 1:5

Corrosión Uniforme ................................................................................................ 1:5 Corrosión Localizada .............................................................................................. 1:6 Corrosión Galvánica ............................................................................................... 1:7 Ataque Relacionado con la Velocitdad/Flujo ........................................................... 1:8 Corrosión Inducida Microbiológicamente (MIC) .................................................... 1:10 Agrietamiento Asistido por el Ambiente ................................................................ 1:11

Efectos de las Variables Ambientales sobre la Corrosión ......................................... 1:14 Vapor de Agua ....................................................................................................... 1:14 Temperatura .......................................................................................................... 1:15 Composiciones Agresivas de Líquidos/pH Bajo ................................................... 1:15 Dióxido de Carbono (CO2) ..................................................................................... 1:16 Sulfuro de Hidrógeno (H2S) ................................................................................... 1:17 Oxígeno (O2) ......................................................................................................... 1:18 Hidrocarburos ........................................................................................................ 1:18

Capítulo 2–Identificación de los Mecanismos de Corrosión Introducción ................................................................................................................. 2:1 Gas .............................................................................................................................. 2:2 Líquidos ....................................................................................................................... 2:4

Lugares del Muestreo .............................................................................................. 2:5 Métodos de Muestreo .............................................................................................. 2:5 Análisis de la Muestra ............................................................................................. 2:7

Lodos y Sólidos ......................................................................................................... 2:12 Examen de las Superficies Internas Expuestas ........................................................ 2:13 Examen Visual .......................................................................................................... 2:13

Análisis Químico .................................................................................................... 2:15


Pruebas Microbiológicas ....................................................................................... 2:15 Investigaciones de Tubo o Componentes Fuera de Servicio ................................... 2:16 Introducción ............................................................................................................... 2:16 Examen Visual y Registro .......................................................................................... 2:16 Procedimiento de Conservación de Muestra de Tubo – Sin-Rupturas ..................... 2:16 Procedimiento de Conservación de Muestra de Tubo – Rupturas ............................ 2:18 Encapsulación (Replicación) de las Muestras de Tubo ............................................ 2:19 Pruebas de Líquidos .................................................................................................. 2:20 Pruebas Microbiológicas ............................................................................................ 2:20 Datos Históricos de la Operación .............................................................................. 2:21 Cupones ..................................................................................................................... 2:22

Ubicación de los cupones ..................................................................................... 2:22 Cupones convencionales de pérdida de peso ..................................................... 2:23 Interpretación Mejorada de los Cupones de Pérdida de Peso ............................. 2:23 Análisis Completo de los Cupones de Corrosión .................................................. 2:26

Sondas Eléctricas ...................................................................................................... 2:27 Sondas de Resistencia Eléctrica (RE) .................................................................. 2:27 Sonda de Resistencia de Polarización Lineal (RPL) ............................................. 2:27

Otras .......................................................................................................................... 2:28

Capítulo 3–Remediación de la Corrosión Interna Introducción ................................................................................................................. 3:1 Tratamiento Químico ................................................................................................... 3:2

Cómo se Usan los Químicos ................................................................................... 3:3 Otras Influencias sobre el Rendimiento del Inhibidor de la Corrosión .................... 3:3

Biocidas ....................................................................................................................... 3:4 Clasificaciones de Biocidas ..................................................................................... 3:5 Criterios de Selección y Evaluación ........................................................................ 3:5 Métodos de Aplicación de Biocidas ......................................................................... 3:6

Inhibidores de Corrosión ............................................................................................. 3:6 Clases Básicas de Inhibidores ................................................................................ 3:6 Fundamentos de los Mecanismos del Inhibidor ...................................................... 3:7 Criterios de Selección y Evaluación ........................................................................ 3:7 Partición ................................................................................................................... 3:8 Compatibilidad ......................................................................................................... 3:8 Pruebas de Laboratorio ........................................................................................... 3:8 Evaluación y Monitoreo en Campo ......................................................................... 3:9 Métodos de Aplicación ........................................................................................... 3:9 Control de la Calidad ............................................................................................... 3:9 Tasas de Dosificación ........................................................................................... 3:10

Mantenimiento de las Instalaciones........................................................................... 3:11 Limpieza con Taco ................................................................................................ 3:11 Trampas de Humedad ........................................................................................... 3:13 Barrido de la Tubería ............................................................................................. 3:13

Recubrimientos para Corrosión Interna ..................................................................... 3:13 Protección Catódica ................................................................................................... 3:14 Diseño de las Instalaciones ....................................................................................... 3:14


Capítulo 4–Manejo de la Integridad

Introducción ................................................................................................................ 4:1 Manejo de la Integridad de la Corrosión Interna ......................................................... 4:4

Proceso del Arbol de Decisiones ........................................................................... 4:6 Evaluación de la Integridad ..................................................................................... 4:7

Análisis de la Corrosión ............................................................................................ 4:10 Planeación del Manejo de Riesgos de Corrosión Interna ......................................... 4:10

Referencias .......................................................................................................... 4:12

Apéndices Glosario de Terminos de NACE NACE Glosario de Corrosion Interna NACE Standard TM0194 NACE Standard RP0102 NACE Publicación Internacional 35100 NACE Standard RP0775 Implementing Integrity Management—Final Rule (as amended) May 2004 Pipeline Integrity Management in High consequence Areas (Gas Transmission Pipelines) Subpart O—Pipeline Integrity Management Evaluación del Instructor Evaluación del Curso

Instrucciones para Completar la Planilla de Puntaje/Planilla de Matriculación de Estudiante ParSCORETM

1. Use un lápiz Número 2.

2. Complete toda la siguiente información y los círculos correspondientes para cada categoría:

√ Número de ID. ID de Estudiante, ID de NACE o ID Temporario provisto. √ TELÉFONO: Su número telefónico. Los últimos cuatro dígitos de este número serán

su contraseña para acceder a sus calificaciones on-line. √ APELLIDO: Su apellido. √ NOMBRE: Su nombre de pila (o nombre por el que lo llaman). √ I.M.: Inicial media (si la tiene) √ FORM. EXAMEN: Ésta es la versión del examen que está rindiendo √ TEMA: Ésta es la versión del examen que está rindiendo √ NOMBRE: _________________(su nombre complete) √ ASIGNATURA: _____________(ingrese el tipo de examen que rinde, por ej., CP Nivel 1) √ FECHA: ___________________(fecha en que rinde el examen)

3. La siguiente sección del formulario (1 a 200) es para las respuestas a las preguntas del examen.

• Todas las respuestas DEBEN estar rodeadas de un círculo en la Planilla de Puntaje ParSCORETM Las respuestas anotadas en el examen NO se contarán.

• Si cambia una respuesta en la planilla ParSCORETM, asegúrese de borrarla por completo.

• Haga un círculo en una sola respuesta por pregunta y no complete más respuestas de las que contiene el examen.

INSTRUCCIONES EN INTERNET PARA ACCEDER A LAS CALIFICACIONES

NACE tiene la política de no revelar los puntajes de los estudiantes por teléfono, e-mail o fax. Los estudiantes recibirán una carta con el puntaje, por correo normal o a través de un representante de la compañía, aproximadamente de 6 a 8 semanas después de completado el curso. Sin embargo, en la mayoría de los casos, los estudiantes pueden acceder a sus calificaciones a través del website de NACE de 7 a 10 días después de que la Oficina Central de NACE haya recibido los exámenes. Las instrucciones para este proceso son: Para acceder a su calificación en el website de NACE visite: www.nace.org Seleccione: Education

Students Only Grades Access Scores Online

Elija el Número de ID de su Curso (Ejemplo 07C44222 o 42407002) en el menú desplegable.

Ingrese su ID de Estudiante o ID Temporario de Estudiante (Ejemplo 123456 o 4240700217)*.

Ingrese su Contraseña de 4 dígitos (Normalmente, los últimos cuatro dígitos del número de teléfono que usted ingresó en

la planilla del examen) Haga click en Search

Antes de irse de la clase anote la información correspondiente a su curso y a su ID de estudiante en el espacio que sigue: ID de ESTUDIANTE__________________CÓDIGO DEL CURSO_________________ CONTRASEÑA (Sólo Cuatro Dígitos) ___________________

*El ID de Estudiante de los miembros de NACE será el mismo que su número de miembro de NACE, a menos que se les haya asignado un número de ID Temporario de Estudiante para este curso. Para los que se hayan registrado directamente a través de la Oficina Central de NACE, el ID de Estudiante aparecerá en la planilla de confirmación del curso, en la lista de estudiantes que tiene el instructor y/o en la tarjeta de identificación con el nombre de los estudiante. A los que se registren en cursos In-House, de Licenciatarios o de Secciones de NACE, se les asignará un ID Temporario para el curso, a los efectos de que puedan acceder a sus calificaciones online. En el caso de los cursos In-House, la información no estará disponible en el website hasta que hayamos recibido el pago de la compañía organizadora. SI tiene alguna pregunta, por favor comuníquese con Carol Steele en [email protected] o al 281-228-6244.

mailto:[email protected]

TRAYECTORIA PARA LA CERTIFICACIÓN

Tradicionalmente se ha otorgado la certificación NACE a candidatos que han cumplido con los requisitos laborales y académicos, y que han concluido exitosamente un examen a libro abierto. “Trayectoria Paralela” es una vía alterna para lograr la certificación. En esta Trayectoria Paralela se logra la certificación NACE, obteniendo créditos a través de la conclusión satisfactoria de los cursos de capacitación especificados de NACE. La terminación exitosa del curso Básico de Corrosión de NACE satisface el requisito de examen para la certificación de Técnico en Corrosión. Las certificaciones de Especialista en Corrosión y Especialista Superior en Corrosión también tienen un programa de trayectoria paralela. Vea los detalles en la tabla siguiente.

TÉCNICO ESPECIALISTA ESPECIALISTA SUPERIOR EN CORROSIÓN

Opción #1 Opción #2 Opción #1 Opción #2 Opción #3

Corrosión Básica

Corrosión Básica

1 del Menú A 1 del Menú B

Cert. Técnico

1 del Menú A 1 del Menú A

Corrosión Básica


1 curso adicional del Menú A o B

Diseño para Control de la Corrosión

Prueba de Tratamiento

Químico

Certificación de Técnico



Diseño para Control de la Corrosión


Químico

Certificación Especialista


Diseño para Control de Corrosión


Químico

Nota: No puede obtener crédito múltiple de un solo curso.

Ménú A Menú B Clase de CP Nivel 1 & Certificación* Recubrimientos & Revestimientos Protectores Básicos Clase de CP Nivel 2 & Certificación* Recubrimientos & Revestimientos Protectores Avanzados Clase de CP Nivel 3 & Certificación* Sesión I del Programa de Inspector de Recubrimientos * debe cumplir con los requisitos de experiencia de trabajo

Manual del Curso sobre Corrosión Interna en Tuberías © NACE International, 2000 Septiembre 2003

Corrosión Interna en Tuberías

Programa del Curso

DÍA UNO Introducción, Bienvenida, Descripción General

Capítulo 1 Teoría, Tipos y Mecanismos de Corrosión Capítulo 1 Laboratorios—Inspección Visual, Mediciones con

Medidor UT y Medidor de Picaduras Capítulo 2 Identificación de los Mecanismos de Corrosión

DÍA DOS Capítulo 2 Muestreo y Monitoreo (cont)

Capítulo 2 Laboratorios—Análisis de Líquidos, Bacteria y Sólidos

DÍA TRES Demostración de la Prueba de Gas

Capítulo 3 Remediación de la Corrosión Interna

Lab de Prácticas—Análisis de Líquidos, Bacteria y Sólidos, Examinación de la Corrosión

DÍA CUATRO Demostración de Cupones y Sonda de Alta Presión

Capítulo 4 Manejo de la Integridad de la Tubería en Corrosión Interna Estudio de Caso de la Integridad de la Tubería Lab de Prácticas—Análisis de Líquidos, Bacteria, Sólidos y

Gases, Evaluación de la Corrosión, Inserción/Eliminación de Cupones

DÍA CINCO Exámenes Escrito y Práctico

Introducción 1

Manual del Curso de Corrosión Interna en Tuberías © NACE International, 2003 Enero 2007

Introducción Este curso fue diseñado para proporcionar a los estudiantes los fundamentos para aplicar, supervisar y mantener un programa de control de la corrosión interna como parte de un programa global de manejo de la Integridad en Tubería. El curso se enfocará en la corrosión interna de tuberías de gas natural, sistemas de transmisiones, almacenamiento y recolección.

¿Quién puede Asistir? Este curso va dirigido a personas con nivel de especialista (aproximadamente 4 años de experiencia) que tengan cierto antecedente y experiencia en corrosión y que estén familiarizados con las operaciones de tubería.

Prerequisitos Trayectoria 1 • 4 años de experiencia laboral en corrosión interna en el área de

tuberías • Química a Nivel Preparatoria • Se recomienda el curso de Corrosión Básica de NACE Trayectoria 2 • 2 años de experiencia laboral en corrosión interna en el área de

tuberías • Licenciatura en una de las siguients disciplinas: Química,

Microbiología, Ingeniería Química, Ingeniería Metalúrgica • Se recomienda el curso de Corrosión Básica de NACE

Duración El curso inicia a las 8 a.m. del lunes y finaliza el viernes por la tarde. Horario diario de clases: 8 a.m. a 5 pm cada día.

Libro de Referencia Cada estudiante recibirá una copia del próximo comunicado de prensa de NACE Guía de Campo para Investigar la Corrosión Interna de Tuberías.

Introducción 2


Laboratorios de Prácticas A lo largo de la semana, tendremos varios laboratorios de prácticas donde tendrán la oportunidad de usar los instrumentos y técnicas diferentes utilizadas para identificar y supervisar la corrosión interna. Estos laboratorios serán la preparación para el examen práctico. PRECAUCION: Los estudiantes deben comprender que los laboratorios de prácticas se realizan bajo condiciones controladas y que las condiciones de campo variarán.

Cuestionarios y Exámenes Habrá cuatro (4) cuestionarios distribuidos durante la semana que serán revisados en clase por los instructores. En este curso se aplicarán exámenes finales tanto escrito como "práctico” (manual). Los exámenes finales se realizarán el viernes. El examen final escrito consiste de 100 preguntas de opción múltiple. El examen final escrito es un examen a libro abierto y los estudiantes pueden traer materiales y notas de referencia al salón del examen. Durante el examen práctico, el Manual de Laboratorio de Investigación de Campo es el único material de referencia permitido para este examen. Para ayudarlos a prepararse para el examen práctico, tendremos conferencias, laboratorios de práctica y sesiones de práctica con los instrumentos y técnicas que se evaluarán en el examen. Se permite el uso durante el examen de calculadoras silenciosas operadas por batería, sin impresión, incluyendo calculadoras con teclados pequeños alfanuméricos. Los dispositivos de cálculo y computación que tienen un teclado tipo QWERTY similar a una máquina o teclado de escribir no se permiten. Dichos dispositivos incluyen, entre otros, palmtop, computadoras laptop y portátiles, computadoras de escritorio, calculadoras, bancos de datos, recolectores de datos y organizadores. Tampoco pueden usarse durante el examen los dispositivos de comunicación como pagers y teléfonos celulares junto con cámaras y registradores Se requiere un resultado de 70% o mayor en ambos exámenes, escrito y práctico (manual) para la terminación exitosa del curso y para obtener la certificación. Todas las preguntas provienen de los conceptos discutidos en este manual de capacitación. Usted recibirá notificación escrita de los resultados de su examen tan pronto como sea posible. Sus resultados no estarán disponibles el viernes.

Introducción 3


Certificación como Especialista en Corrosión Interna Para calificar para la certificación como Especialista en Corrosión Interna, los candidatos a la certificación deben 1) aprobar los dos exámenes, escrito y práctico de este curso, 2) satisfacer los requisitos previos del curso y 3) presentar la solicitud de certificación de Especialista en Corrosión Interna. Los candidatos a la certificación que no cumplan con los requisitos previos en el momento de asistir al curso tendrán cinco (5) años a partir de la fecha del examen para cumplir con los prerequisitos del curso/certificación y solicitar la certificación. La certificación de Especialista en Corrosión Interna debe renovarse cada 5 años a partir de la fecha del examen.

Presentaciones Nos gustaría que cada uno de ustedes se pusiera de pie y se presentara a la clase. Por favor díganos:

• Su nombre

• El nombre y ubicación de su compañía

• Su puesto

• Su experiencia en corrosión interna.

Ejercicio de Equipo Usted estará trabajando en equipos a lo largo de la semana en una amplia variedad de tareas, ejercicios y asignaciones. Sus instructores harán las asignaciones del equipo y usted se quedará en ese equipo a lo largo de la semana. Tarea de Equipo #1: Expectativas y Reservas

• Como equipo, elaboren una lista de las expectaticas y reservas sobre este curso. Resuman las respuestas de su equipo en una hoja de rotafolios.

• Prepárense para una presentación de cinco minutos a todo el grupo. Seleccionen a un portavoz de su equipo para hacer la presentación.

• Tienen 20 minutos para terminar la tarea.

Introducción 4


Respuesta del Equipo: Registren los principales puntos de la presentación de su equipo en los espacios abajo:

_________________________________________________ _________________________________________________ _________________________________________________ _________________________________________________ _________________________________________________ _________________________________________________ _________________________________________________ _________________________________________________ _________________________________________________ _________________________________________________ _________________________________________________ _________________________________________________ _________________________________________________

Curso de Corrosión Interna Capítulo 1 Teoría, Tipos y Mecanismos de Corrosión

Teoría, Tipos y Mecanismos de Corrosión 1:1

Manual del Curso sobre Corrosión Interna en Tuberías © NACE International, 2003 Enero 2007

Teoría, Tipos y Mecanismos de Corrosión Al terminar este capítulo, el estudiante debería poder: • Identificar las cuatro condiciones que deben cumplirse para que ocurra la

corrosión. • Describir las características de las reacciones anódica y catódica. • Identificar las características de cada uno de los seis diferentes tipos de

corrosión. • Describir cómo contribuyen a la corrosión las variables ambientales

principales. La corrosión es el deterioro de un material debido a la reacción con su ambiente. Esta definición aplica a todos los materiales; sin embargo, este curso se concentra en los efectos de la corrosión interna en los sistemas de tubería de acero al carbón. Para controlar con seguridad y económicamente la naturaleza destructiva de la corrosión, deben aplicarse los principios de la corrosión, las propiedades de los materiales, las técnicas de análisis de la corrosión y la naturaleza corrosiva del ambiente.

Introducción La corrosión es uno de los problemas más importantes a que se enfrentan los propietarios y operadores de instalaciones metálicas subterráneas, como los sistemas de tubería de gas natural. Por lo tanto, el personal de corrosión debe tener un conocimiento básico de los mecanismos de corrosión y las diversas condiciones bajo las que puede presentarse la corrosión en instalaciones de gas. Si la corrosión no se controla, puede producir costos innecesarios asociados con el mantenimiento, reparación o reemplazo de la instalación. También puede resultar en grandes costos por daños a la propiedad pública, al ambiente y/o riesgo para la seguridad pública.

Un estimado de los costos de la corrosión en tuberías de gas y líquidos se incluyó en un informe sobre Costo de la Corrosión y Estrategias Preventivas en los Estados Unidos1. El estudio incluyó un análisis detallado del sector de la industria de transmisión en los EE.UU. y muestra que los costos directos de la corrosión eran de $7 mil millones/año (tanto externa como interna).

1 Costo de la Corrosión y Estrategias Preventivas en los Estados Unidos, Septiembre 2001, Informe FHWA-RD-01-156.



Para que ocurra la corrosión metálica, deben estar presentes las cuatro condiciones siguientes:

• Un ánodo (ej. disolvente del acero)

• Un cátodo (reactivo requerido)

• Una conexión eléctrica metálica entre el ánodo y el cátodo (ej. la pared del tubo)

• Electrolito (ej., agua).

Este capítulo proporciona una descripción general breve de las áreas principales relacionadas con la corrosión, incluyendo los fundamentos de la corrosión, mecanismos de corrosión y los factores ambientales que influyen en la corrosión.

Fundamentos de la Corrosión

Las reacciones de la corrosión en tuberías de gas involucran la transferencia de carga entre el metal y el electrolito, que se denomina electroquímica. La oxidación (corrosión) ocurre en el ánodo por la pérdida de átomos de metal desde la estructura al electrolito como iones. Un ejemplo de una reacción de oxidación, corrosión del hierro, se muestra en la ecuación siguiente.

Fe Fe ++ + 2e–

En este caso, el hierro metálico (Fe) se oxida (pierde electrones) al estado Fe2+, como un ión en la solución, produciendo así dos (2) electrones (e-). En el cátodo, se consumen los electrones producidos de la reacción anódica en reacciones de reducción. Muchas reacciones catódicas (reducción) son posibles en los sistemas de manejo, transmisión y almacenamiento de gas, incluyendo la evolución de hidrógeno y la reducción de oxígeno mostradas debajo.

2 H2O + 2 e– H2 + 2 OH– (evolución de hidrógeno)

2 H2O + O2 + 4 e– 4(OH–) (reducción de oxígeno)

Las características de las reacciones anódica y catódica se resumen en la Tabla 1.1.



Tabla 1.1 Principales características de las reacciones anódica y catódica

Reacciones Anódicas Reacciones Catódicas Oxidación Reducción

Pérdida de electrones Ganancia de electrones

La razón primaria por la que ocurre la corrosión se basa en la termodinámica. La termodinámica es la ciencia del flujo de energía. En muchos casos, este flujo de energía se presenta en la forma de calor. En el caso de las reacciones de corrosión, la cantidad de calor generada es demasiado baja para medirla. En cambio, el flujo de energía en las reacciones de corrosión se presenta en la forma de energía eléctrica que resulta del flujo de electrones. Es este flujo de energía el que determina la dirección de las reacciones químicas y de la corrosión. Para que estas reacciones ocurran espontáneamente, la energía final debe ser más baja que la energía inicial. En el caso de materiales de ingeniería como el acero, el hierro usado como componente primario del acero está en un estado de energía más alto que su estado natural. El estado natural del hierro es principalmente en la forma de mineral de óxido férrico (Fe2O3) que también es una forma común de herrumbre producida durante la corrosión del hierro y del acero. El hierro y el acero tienden a revertirse a Fe2O3 (u óxido férrico). Esto se muestra esquemáticamente en la Figura 1.1.

Refined IronFe

Iron OxideFe++

Negative potential spontaneously driving iron back to its oxidized state

Figura 1.1 Refinado del mineral de hierro

Debido a que la energía eléctrica se transfiere durante los procesos de corrosión, se usan mediciones eléctricas para describir los procesos. Estas incluyen mediciones de potencial y corriente. La medición del potencial eléctrico es un método para medir diferencias de energía. Para la corrosión, el ánodo se encuentra en un estado de energía más alto que el cátodo y por eso los electrones fluyen del ánodo al cátodo. Este flujo del electrón depende de la diferencia de energía entre

Potencial negativo que lleva espontáneamente al hierro a su estado oxidado Oxido

de hierro

Hierro refinado



el ánodo y el cátodo que se manifiesta en una diferencia en el potencial entre el ánodo y el cátodo.

La diferencia potencial entre el ánodo y el cátodo puede surgir por varios medios diferentes. El caso más intuitivo ocurre cuando se conectan eléctricamente dos materiales diferentes (galvánico), como en el caso de un ánodo de sacrificio de aleación de aluminio que protege un tanque de almacenamiento de acero como el cátodo. Otro ejemplo es una celda de concentración en donde existen diferencias en el ambiente en lugares diferentes de la misma estructura. Un ejemplo de esto es la corrosión de fisuras en la forma de una celda de aeración diferencial. En una celda de aeración diferencial, el oxígeno está presente y ocurre la oxidación del hierro dentro de la fisura o región ocluída/oculta.

La corrosión en una sección interna de un pedazo de acero de tubería se muestra esquemáticamente en la Figura 1.2. En este caso, una zona de la tubería actúa como el ánodo y una región separada actúa como el cátodo. La distancia entre estas áreas puede ser tan pequeña como unos milímetros y puede resultar de las diferencias en la química local, reparaciones hechas usando nuevos materiales de tubería y muchas otras razones. También debe notarse que en cualquier momento dado una área podría ser el ánodo y otra el cátodo, pero éstas pueden intercambiarse si las condiciones cambian. Así, sólo porque una área sea considerada el ánodo, no necesariamente significa que siempre será el ánodo.

Electrolyte

Fe

Fe++

Electron Flow

2H+H2

Metal Surfacee

Electrolyte

Fe

Fe++

Electron Flow

2H+H2

Metal SurfaceeAnode Cathode

Figura 1.2 Presentación esquemática de la corrosión en tubería



Tipos y Mecanismos de Corrosión

Corrosión Uniforme

La corrosión uniforme, o general, se define como la corrosión que se distribuye más o menos uniformemente sobre la superficie de un material. Debido a que pueden predeterminarse las proporciones de corrosión conformen avanzan de una manera uniforme, pueden desarrollarse equipos considerando dichas proporciones y condiciones. Una fotografía representativa de la corrosión general se muestra en Figura 1.3.

Figura 1.3 Fotografía de la corrosión uniforme/general

La corrosión uniforme/general puede ocurrir en lugares aislados a lo largo de una tubería debido a un ambiente aislado, pero el daño será relativamente uniforme dentro de ese lugar.



Corrosión Localizada

La corrosión localizada a menudo se concentra en una área pequeña y toma la forma de cavidades llamadas picaduras. La corrosión localizada incluye lo siguiente: ataque de picaduras que produce hoyos en el metal; corrosión de fisuras que puede desarrollarse en áreas que están ocultas del ambiente global, como debajo de arandelas y bridas, así como debajo de diversos depósitos, sedimentos y productos de la corrosión (a menudo llamada "corrosión sub-depositada"). Una corrosión de fisura se presenta en la Figura 1.4.

Inert Washer

Steele

Fe Fe++ + 2e

Electrolyte

2H2O + O2 + 4e 4 (OH)?

Figura 1.4 Corrosión de fisura

La Figura 1.5 muestra un ejemplo de una picadura individual. La Figura 1.6 muestra varias picaduras que se han interconectado para formar picaduras grandes o “cráteres”. Se han visto casos de corrosión localizada que resulta en fallas de tuberías que estaban en excelentes condiciones.

Figura 1.5 Fotografía de una picadura individual



Figura 1.6 Fotografía de varias picaduras que se han interconectado y que aún están cubiertas

parcialmente por producto de la corrosión

Corrosión Galvánica

La corrosión galvánica es el resultado de conectar eléctricamente dos materiales, donde uno actúa como el ánodo y el otro como el cátodo. El ánodo puede experimentar una corrosión acelerada relativa a la condición no conectada y el cátodo tiende a sufrir menos corrosión. La corrosión galvánica se encuentra en diversas circunstancias, incluyendo las diferencias en los metales mismos (ej., hierro y aluminio) así como en el mismo metal con dos porciones de edades diferentes. El último caso es importante cuando se consideran reparaciones y reemplazos en donde se conectarán nuevos componentes a componentes viejos que pueden haber desarrollado películas de productos de corrosión más catódicas. Otra área importante a considerar en la corrosión galvánica es el uso de cupones. El cupón puede ser de acero al carbón, pero el portacupones puede ser de acero inoxidable. Esta situación puede remediarse usando materiales aislantes, como el nylon o Teflón, entre el cupón y portacupones.

Relación del Área

Note que las áreas relativas del ánodo y cátodo en un sistema de corrosión galvánico también son importantes. Este principio del área estipula que la relación total de corrosión es igual al área catódica total expuesta al electrolito (es decir, la corrosión sólo ocurrirá tan rápidamente como la reacción catódica puede ocurrir). Una relación del área que es sumamente corrosiva tiene un área de cátodo grande y un área de ánodo pequeña en la que las relaciones de corrosión del ánodo son 100 a 1,000 veces mayores que cuando las áreas son iguales. La proporción total de oxidación debe ser equivalente a la proporción total de la reducción.



La relación opuesta también es cierta: un área pequeña de cátodo y un área grande de ánodo resultan en una tasa de corrosión menor que si las áreas fueran iguales.

Ataque Relacionado con la Velocidad/Flujo

El ataque relacionado con la velocidad/flujo surge cuando la velocidades del fluido o de la partícula de superficie alta causan pérdida de metal. Los sistemas de una sola fase (ej., gas o líquido puro) son menos propensos a causar ataque relacionado con la velocidad/flujo que los sistemas en donde los líquidos o sólidos son arrastrados en una fase de gas de movimiento rápido.

Hay varias formas de ataque relacionado con la velocidad, incluyendo la erosión, la erosión-corrosión, choque y cavitación. La erosión es la pérdida abrasiva de metal carente de acción corrosiva, que es causada por la velocidad alta de los medios transportados, particularmente cuando los medios contienen sólidos o partículas arrastrados. Un ejemplo de erosión se muestra en la Figura 1.7. La erosión-corrosión combina los efectos de la erosión y produce la eliminación de una película protectora o incrustación, y entonces expone el material subyacente a un mayor ataque de corrosión.

A veces el daño de la erosión a las capas protectoras (ej., incrustación de carbonato, película de inhibidor) es visible a simple vista, y en algunos casos no lo es. La erosión del metal por lo general requiere mayor energía que la erosión de películas de productos de corrosión. La erosión deja el metal liso y hace que sea más difícil identificar el tipo de corrosión.

El ataque de erosión-corrosión normalmente ocurre sólo en áreas como cambios de tramos, conexiones donde hay turbulencia por el flujo, o en codos y curvas. La erosión-corrosión se caracteriza en apariencia por estrías, canales, ondas y hoyos redondos o valles. Normalmente presenta un patrón direccional.



Figura 1.7 Erosión interna de un tubo

El choque es una forma de corrosión aumentada por la velocidad que ocurre cuando una corriente choca con una superficie de metal (ej., un codo). Normalmente produce turbulencia, y las partículas y burbujas arrastradas impactan la superficie. El daño resultante es a menudo un alargamiento y socavado en el extremo corriente abajo. Un ejemplo de ataque por choque se muestra en la Figura 1.8.

Figura 1.8 Ejemplo de un ataque por choque

La cavitación es un mecanismo de corrosión (o erosión-corrosión) que puede ocurrir en tubos cuando el líquido se mueve a gran velocidad. Es la erosión de una superficie causada por la formación y rompimiento súbitos de burbujas de gas. Cuando las burbujas se rompen y las superficies del líquido circundante se encuentran, se libera una gran energía cinética. Esta energía puede romper una



película superficial protectora en el metal o puede quitar físicamente pedazos de metal.

Corrosión Inducida Microbiológicamente (MIC)

La corrosión inducida microbiológicamente (MIC) es el deterioro de un metal debido a los procesos de microorganismos (principalmente bacterias, pero pueden incluir hongos, algas y protozoarios en ciertos ambientes). Debido a las actividades metabólicas de las comunidades microbianas, la interfase entre la superficie de metal y los organismos pueden ser física y químicamente alterados con estos organismos. Las reacciones pueden producir ácidos (bacterias productoras de ácido [BPA]), alcoholes, amoníaco, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno (bacterias reductoras de sulfato [BRS]), y otros subproductos metabólicos que pueden corroer diversos metales bajo las condiciones. Los microbios pueden consumir el oxígeno, causando que los aniones (ej. sulfatos y cloruros) se concentren en picaduras o fisuras y debajo de depósitos, romper películas de superficie pasiva, y acelerar el ataque corrosivo a través de una variedad de mecanismos. Las comunidades microbianas también pueden crear biopelículas que a menudo resultan en la formación de depósitos debido a que la biopelícula captura y acumula los sólidos del sistema. La Figura 1.9 es un ejemplo fotográfico de una réplica que usa métodos fluorescentes que muestran la presencia de bacterias asociadas con un producto de la corrosión.

Figura 1.9 Colonia de bacterias asociada con el producto de la corrosión, detectada por examen

microscópico fluorescente de una “réplica” de superficie

Las bacterias se clasifican según sus requerimientos de oxígeno: las bacterias aeróbicas requieren aire u oxígeno para vivir y las bacterias anaeróbicas requieren un ambiente sin aire u oxígeno. Las bacterias obligadas sólo pueden existir en un ambiente (ya sea aeróbico o anaeróbico, pero no en ambos). El crecimiento de



bacterias facultativas no es restringido, y las bacterias pueden vivir tanto en ambientes aeróbicos como anaeróbicos. Existen términos adicionales que se usan para describir las bacterias que no se basan en su dependencia del oxígeno. Las bacterias que se unen a una superficie se clasifican como sésiles. Las bacterias que flotan libremente, suspendidas en un fluido se clasifican como planctónicas.

Agrietamiento Asistido por el Ambiente

El agrietamiento asistido por el ambiente (AAA) incluye una variedad de mecanismos de falla por grieta que se refuerzan o alteran por el ambiente. Los mecanismos incluyen agrietamiento inducido por hidrógeno (AIH), fragilización por hidrógeno (FH) y agrietamiento de corrosión por esfuerzo (ACE). El AIH ocurre cuando el material se infiltra por hidrógeno atómico (que puede generarse como una reacción catódica a través de la protección catódica), resultando en un agrietamiento "gradual" o agrietamiento "con ampollas". Después que los átomos de hidrógeno entran en el material, tienden a emigrar y acumularse en las discontinuidades internas (ej., inclusiones, laminaciones) que forman bolsas de gas de hidrógeno. Las ampollas de hidrógeno, relacionadas con el AIH aunque no estrictamente un mecanismo de agrietamiento, ocurren cuando el hidrógeno que entra en un metal se acumula en las discontinuidades internas cerca de la superficie del metal. Resulta en la formación de protuberancias tipo ampolla. La FH también es causada por el hidrógeno interior pero se manifiesta por lo general como una pérdida en la ductilidad de materiales de alta dureza. El ACE involucra el efecto conjunto de un proceso de corrosión y agrietamiento en presencia de un esfuerzo de tensión. El agrietamiento por esfuerzo de sulfuro es una forma de agrietamiento asociada con la presencia de H2S. La fuente de esfuerzo puede incluir carga externa, presurización interna o esfuerzo residual (ej., por soldar).

La Tabla 1.2 muestra un resumen de las diferentes formas de corrosión interna presentadas en este capítulo.



Tabla 1.2 Resumen de las Formas de Corrosión Interna

Tipo de Corrosión Definición Características

Corrosión General/Uniforme Corrosión distribuida más o menos uniformemente sobre la superficie de un material.

• Intercambio de áreas anódicas y catódicas • Puede ocurrir en lugares aislados en una tubería,

pero el daño es uniforme dentro del lugar aislado. Rugosidad general

Corrosión Localizada Picadura: corrosión localizada de una superficie de metal que está confinada a un área pequeña y tiene la forma de cavidades llamadas picaduras.

Corrosión de Fisura: corrosión localizada de una superficie de metal en o inmediatamente adyacente a un área que está protegida de exposición total al ambiente, debido a una proximidad estrecha del metal a la superficie de otro material.

Picadura • Ataque estrecho profundo • Penetración rápida • Rodeada por región no corroída • Distribución estadística Fisura Ataque localizado que ocurre en áreas donde se

restringe el acceso a ambiente circundante • Metal-a-metal • Metal-a-no metal • Depósitos de desechos o productos de la corrosión

Corrosión Galvánica Corrosión acelerada de un metal debido a un contacto eléctrico con un metal más noble o con un conductor no metálico en un electrolito corrosivo.

• Celda electroquímica clásica • Metal a metal • Metal a no metal activo • Depósitos de ion de metal • Contacto eléctrico • Sumergido en electrolito

Ataque Relacionado con la Velocidad/Flujo

Ocurre como resultado de pérdida de metal causada por velocidades altas del fluido de la superficie.

Erosión: la pérdida progresiva de material a partir de una superficie sólida, debido a la interacción mecánica entre la superficie y un fluido, un fluido multicomponente, o partículas sólidas arrastradas con el fluido.

Erosión-corrosión: Una acción conjunta que incluye corrosión y erosión en presencia de un fluido corrosivo en movimiento o un material que se mueve por el fluido, acelerando la pérdida

Erosión-corrosión • Remoción de películas protectoras • Velocidad y turbulencia • Con o sin partículas • Velocidad de separación • Erosión mecánica–partículas

Choque • Erosión-corrosión localizada causada por

turbulencia o flujo de choque • Características direccionales • Similar a la erosión corrosión • Acelerado por gas o sólidos arrastrados • Choque de caída de líquido



de material.

Choque: una forma de erosión-corrosión generalmente asociada con choque local de un fluido que fluye a gran velocidad contra una superficie sólida.

Cavitación: la formación y ruptura rápida de cavidades y burbujas dentro de un líquido que a menudo resulta en daño a un material en la interfase sólido/líquido en condiciones de flujo turbulento severo.

Cavitación • Daño mecánico por el rompimiento de burbujas en

un líquido • Remoción de películas protectoras • Daño mecánico directo al metal

Corrosión Inducida Microbiológicamente

El deterioro de un metal debido a los procesos de microorganismos.

• La interfase entre la superficie del metal y los organismos puede alterarse física y químicamente.

• Los microbios rompen la película pasiva y aceleran el ataque corrosivo

• Las comunidades microbianas pueden crear biopelículas.

Agrietamiento Asistido por el Ambiente

Fractura quebradiza de un material normalmente dúctil en donde el efecto corrosivo del ambiente es una causa. Formas de agrietamiento ambiental: agrietamiento inducido por hidrógeno (AIH), fragilización por hidrógeno (FH) y agrietamiento de corrosión por esfuerzo (ACE).

• Puede ocurrir rápidamente • Fallas catastróficas • Requiere tanto esfuerzo de tensión como ambiente

específico • Diferentes mecanismo para diferentes tipos.



Efecto de las Variables Ambientales sobre la Corrosión

Vapor de Agua

El vapor de agua por sí mismo no puede fomentar la corrosión porque no es un electrolito. El agua puede adsorberse a una superficie de metal a humedad baja resultando en proporciones de corrosión insignificantemente bajas. A la concentración de la fase de vapor donde se condensa el agua, la corrosión puede ocurrir siempre y cuando existan otras condiciones ambientales

El vapor de agua coexiste con agua líquida cuando la presión parcial del agua en la fase de gas iguala la presión de vapor de la fase líquida (punto de rocío). Sobre el punto de rocío (es decir, a temperaturas más altas o presiones más bajas), el vapor de agua se presenta sin una fase líquida condensada (es decir, está supercalentado). Sin embargo, el punto al que el agua moja una superficie (es decir, el punto de rocío local) no se representa en su totalidad por las mediciones del punto de rocío normalmente usadas (ej., ASTM D-1142-95 [2000]) ya que la humedad a la que el agua se condensa en una superficie depende en parte de la naturaleza de dicha superficie.

Se establecen especificaciones de calidad del gas para consideraciones comerciales y típicamente incluyen contenido máximo de agua en términos de peso por volumen normal. El criterio de contenido de agua se determina a través de varias consideraciones de ingeniería, incluyendo prevención de la corrosión, obstrucciones por congelamiento, hidratos y afectar el valor calorífico del gas natural. El criterio de contenido de agua de 7lb/MMSCF (libras por millones de pies cúbicos estándar) u otra especificación similar no necesariamente se correlacionan con el contenido de vapor de agua crítico suficiente para fomentar la corrosión ya que otros factores (ej., presión y temperatura) también determinan el punto al que el agua se condensa.

El vapor de agua por lo general se elimina del gas natural, usando trietilenglicol (TEG) y, de vez en cuando, dietilenglicol (DEG). El glicol absorbe el agua eficazmente (es decir, es higroscópico) y puede regenerarse por calor ya que el glicol tiene una buena estabilidad al calor y presión de vapor baja. Por lo tanto, el agua es eliminada absorbiéndola cíclicamente de la corriente de gas a temperatura baja y eliminando el agua del glicol por calentamiento.



Las perturbaciones en las unidades de deshidratación de glicol y el arrastre del glicol son comunes, y normalmente se toman acciones para minimizar este problema.

Considere que el uso de una especificación masa-por-volumen-estándar para evitar la condensación de agua a lo largo de todo un sistema de tubería (y de las líneas de distribución corriente abajo) es tradicional para la mayoría de las tuberías individuales dentro de un sistema de la transmisión.

Temperatura

Al igual que casi todas las demás reacciones químicas, las proporciones de corrosión aumentan por lo general conforme se incrementa la temperatura. Un método práctico burdo sugiere que la proporción de la reacción se duplica por cada incremento de 10 grados Celsius en temperatura. Sin embargo, existen excepciones a la regla. También considere que la solubilidad de los gases disueltos disminuye con la temperatura. Conforme la solución se calienta, los gases corrosivos disueltos salen de la solución y disminuyen la corrosividad del agua (electrolito). Incrementar la temperatura también puede elevar un gas sobre su punto de rocío del agua, disminuyendo así la corrosión.

Composiciones Agresivas de Líquidos/pH Bajo

El agua es un solvente que disuelve la mayor parte de la materia inorgánica así como algunos compuestos orgánicos. En muchos casos, estos materiales, ya sea en solución o suspensión, aumentan la corrosividad del agua y puede fomentar las incrustaciones o la contaminación. En general (pero no siempre), un incremento en la cantidad total de sólidos disueltos resulta en un aumento de la proporción de corrosión. La fuente de sólidos disueltos por lo general es arrastrada desde un sistema de producción. Sin embargo, los incrementos en el contenido iónico del agua también pueden limitar la solubilidad de otras especies corrosivas como el oxígeno, el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno. Además, los líquidos que contienen ácidos orgánicos o minerales, que producen niveles bajos de pH (como 5.0 o menos), también puede resultar en una corrosión incrementada.

Cuando el agua contiene cationes como el calcio (Ca++), el magnesio (Mg++), el bario (Ba++) y/o el estroncio (Sr++), se dice que el agua es "dura". Los carbonatos en el agua funcionan como un buffer ácido que normalmente disminuye la proporción de corrosión. En tuberías de gas, el carbonato de calcio y otras formaciones de sales insolubles pueden formar incrustaciones que pueden



inhibir la corrosión creando una barrera entre el agua y la superficie del metal. En ocasiones estas incrustaciones pueden generar suficiente volumen para impedir el flujo. El agua que no contiene los cationes mencionados se conoce como "suave", sin capacidad buffer y es más corrosiva. El agua suave en tuberías de gas a menudo es resultado de la condensación de agua del gas húmedo.

La presencia de cloruros (u otros halógenos) puede servir para prevenir la formación de películas protectoras y aumentar la corrosión. Por lo mismo, el agua que contiene cloruro tiende a ser más corrosiva que la que no contiene cloruro.

Dióxido de Carbono (CO2)

El dióxido de carbono (CO2) es un gas inodoro e incoloro presente a niveles variables en casi todo gas natural. Cuando el CO2 se encuentra a una presión parcial suficiente en presencia de agua (dependiendo de la química del agua), la corrosión interna ocurrirá en las tuberías y componentes de acero al carbón. La corrosión por CO2 también se conoce como corrosión "dulce" debido a la ausencia del efecto del gas ácido (sulfuro de hidrógeno [H2S]) en la corrosión para un sistema particular. Se ha encontrado que cuando hay agua suave, como cuando se forma durante la condensación del gas, el CO2 se vuelve muy corrosivo, formando ácido carbónico (H2CO3) como se muestra en la ecuación siguiente.

CO2 + H2O H2CO3

Cuando se forma el ácido carbónico, el pH del agua en el sistema disminuye (se crean condiciones ácidas y aumenta la concentración de H+) y se incrementa la tasa de corrosión. Si hay agua dura, el CO2 pueden formar carbonatos (CO3

2-) y/o bicarbonatos (HCO3

-) que forman una incrustación protectora en la forma de sales como el calcio o el carbonato de magnesio y el bicarbonato de calcio. Los bicarbonatos también actúan como agente buffer, consumiendo ácidos (H+) y no permitiéndoles disminuir el pH y volverse corrosivos. Sin embargo, el efecto buffer se contrarresta ligeramente por el efecto del bicarbonato como reactivo catódico.

La presencia de cantidades residuales de ácidos orgánicos de bajo peso molecular (fórmico, acético o ácidos propiónicos) en presencia de CO2 pueden ocasionar corrosión incrementada debido a la acidez de los ácidos orgánicos y a la formación de productos solubles de la corrosión (ej., acetato férrico).



Algunos de los factores que determinan la solubilidad del CO2 son la presión, la temperatura y la composición del agua. En sistemas de agua suave, la proporción de corrosión por CO2 se incrementa cuando la presión parcial del CO2 aumenta. La presión parcial del CO2 (o H2S o cualquier otro componente de gas) se determina, analizando el contenido de una muestra de gas y haciendo el cálculo como se muestra abajo. Una vez que se mide el % de mol del gas de CO2 gas, en relación a la muestra completa del gas, ese mol se multiplica por la presión total para calcular la presión parcial del CO2.

presión parcial = [% mol x presión total] 100

donde: presión total (psia) = [presión (psig) + presión atmosférica (14.7 psi)]

Sulfuro de Hidrógeno (H2S)

El sulfuro de hidrógeno (H2S) es un gas incoloro y venenoso que tiene un olor característico a huevo podrido a concentraciones bajas. El H2S es soluble en agua, donde se comporta como un ácido débil y normalmente causas picaduras del acero al carbón. La corrosión por ataque de H2S ataque a menudo se llama corrosión "ácida".

Por lo general, cuando hay H2S en un pozo o tubería de gas natural y se disuelve en salmuera, no hay nada de oxígeno u otro agente oxidante con él. También puede producirse a partir del metabolismo de las bacterias reductoras del sulfato. En estas condiciones, el H2S disuelto atacará el hierro y las aleaciones no resistentes al ácido. La reacción general de corrosión del H2S con el hierro es como sigue:

H2S + Fe FeS + H2

El sulfuro férrico (FeS) producido por esta reacción generalmente se adhiere a las superficies del acero como polvo o incrustación negra. Esta incrustación tiende a causar la aceleración local de la corrosión porque el FeS es catódico para el acero y puede producir picaduras profundas en donde hay roturas en la capa continua de incrustación. Los sólidos de FeS, cuando no se humectan con hidrocarburos o agua, pueden ser pirofóricos (combustión espontánea) cuando se exponen al aire porque el FeS se oxida a óxido de hierro.

Aunque rara vez se encuentran en las tuberías de transmisión de gas, otros problemas que pueden ser presentarse por la corrosión por H2S son: ampollas de hidrógeno (formación de gas de hidrógeno en huecos en el acero que se acumula y provoca ampollas) y el agrietamiento por esfuerzo de sulfuro (fallas quebradizas



espontáneas que ocurren en los aceros y otras aleaciones de alta dureza cuando se exponen a H2S húmedo y otros ambientes sulfúricos).

Oxígeno (O2)

En circunstancias en las que se introduce oxígeno (O2) en los sistemas de gas naturales que contienen agua, se observan a menudo incrementos significativos en la corrosión general. El O2 se introducen típicamente en áreas de succión (ej., bombas) donde el aire es arrastrado hacia el equipo de proceso, tratamiento o manejo de gas.

Estos incrementos se deben principalmente a que el O2 es un agente oxidante fuerte. El O2 también acelerará la picadura de corrosión, sobre todo cuando se mezcla con CO2 y/o H2S, en presencia de gas húmedo o agua libre. Cuando el O2 está presente, no es raro que las proporciones de picadura aumenten 10 veces. Como método práctico, las concentraciones de O2 disuelto por arriba de 0.05 ppm (50 ppb) medido en agua se consideran corrosivas. También se deben considerar los flujos turbulentos en restricciones, codos, etc. que puede acelerar las proporciones de corrosión por O2.

Hidrocarburos Líquidos

Los hidrocarburos líquidos son compuestos orgánicos (es decir, compuestos de hidrógeno y carbono). Al igual que el proceso para la condensación de agua, los hidrocarburos se condensarán a partir de la fase de gas a ciertas temperaturas y presiones (dependiendo de la composición de la fase de gas). Los condensados típicos de gas son moléculas orgánicas con 3 a 10 átomos de carbono (es decir, propano a decano). La cantidad de hidrocarburos líquidos en un sistema de tubería es una consideración importante con respecto de los riesgos de corrosión y los esquemas de remediación de la corrosión. Por ejemplo, si los hidrocarburos representan la fase continua y el agua la fase dispersa, entonces la mayoría de los componentes del sistema se expondrá a la fase de hidrocarburo menos corrosiva. Si el agua es la fase continua, esto representa una situación más corrosiva. Debe realizarse una selección cuidadosa de los inhibidores de corrosión de fase acuosa para asegurar que se minimice la partición indeseada de dicho inhibidor a la fase de hidrocarburo. Además, se sabe que algunos hidrocarburos pueden reducir la corrosión interna, formando películas en las superficies de metal y/o porque cuentan con cualidades de inhibición de la corrosión.


Curso sobre Corrosión Interna Capítulo 2 Identificación de los Mecanismos de Corrosión

Identificación de los Mecanismos de Corrosión 2:1


MUESTREO Y MONITOREO

Al terminar este capítulo, el estudiante debe poder:

• Identificar los dispositivos de monitoreo y los análisis y pruebas de campo y de laboratorio existentes para muestreo/monitoreo de la corrosión.

• Explicar los fundamentos básicos asociados con las investigaciones de la

corrosión. • Describir las acciones requeridas durante la inspección visual y la

conservación de los tubos y materiales de muestra.

Introducción

Pueden usarse las técnicas descritas en este capítulo para identificar la corrosividad, calcular una proporción de corrosión, determinar un mecanismo de corrosión, asegurar efectividad de un programa de control de corrosión y optimizar los costos del tratamiento químico. Se incluye una guía para la aplicación de estos métodos. Los métodos estudiados en este capítulo son el análisis de muestras de gas, líquido y lodo/sólido, la inspección de superficies expuestas, cupones de corrosión y las sondas electrónicas.

La interpretación de los resultados de la prueba debe considerar el historial del sistema, la exactitud de las pruebas, las limitaciones de las técnicas y los principios básicos de corrosión. En algunos casos será necesaria mayor evaluación, investigación, prueba y/o revisión de la literatura técnica para determinar si un ambiente es más o menos corrosivo de lo que parece en los datos.

Puede usarse el conocimiento de la composición química del gas y de los líquidos para predecir la corrosividad. Deben tomarse periódicamente muestras de gas y/o líquido de los tubos medidores, trampa de taco, filtros, tanques de separación y deshidratación, tubería y trampa de humedad de la estación de compresión y tanques de almacenamiento. Deben inspeccionarse las secciones de tubería expuestas durante los proyectos de rehabilitación de tubería y deben probarse en busca de daño por corrosión interna. Las muestras deben presentarse a un laboratorio para el análisis químico, y probarse en campo con los procedimientos descritos en este manual.



Gas

Las características del gas son un factor importante para determinar la corrosividad de un sistema de gas natural. Para que la corrosión ocurra a cualquier proporción significativa, se requiere un electrolito como agua líquida. Cuando el agua se condensa en la superficie para formar una fase líquida, la corrosión puede presentarse siempre y cuando existan también otras condiciones ambientales. Las condiciones ambientales que tienden a acelerar la corrosión incluyen las presiones parciales del oxígeno (O2), del dióxido de carbono (CO2) y del sulfuro de hidrógeno (H2S).

Las normas de calidad del gas se establecen en parte para prevenir la corrosión interna. Sin embargo, la corrosividad del gas en la tubería no puede determinarse exclusivamente a partir de las normas. La experiencia industrial ha mostrado que el agua y las impurezas corrosivas pueden ingresar accidentalmente en la tubería o acumularse lentamente en puntos bajos (es decir, frente a planos inclinados) a pesar del monitoreo de la calidad del gas que obedece las normas de calidad. Además, el incumplimiento de las normas no necesariamente significa que el gas sea corrosivo. La identificación de gas corrosivo en una tubería se logra mediante el análisis de las condiciones de operación, el contenido de impurezas del gas, los datos de control, los esquemas de remediación y/o otras consideraciones.

En presencia de agua, la presión parcial del CO2 y del H2S a la que ocurre la corrosión depende de muchos factores. Sería demasiado simplista aplicar un criterio de presión parcial máxima del CO2/H2S sin considerar otros factores que pueden incluir, entre otros, los siguientes: química del agua, características de flujo, química completa del gas, temperatura y criterio de vida del diseño. Además, la norma MR0175 de NACE indica que no se prevé agrietamiento por esfuerzo de sulfuro a presiones parciales del H2S de menos de 0.05 psia.

Los valores de la composición del gas obtenidos de un punto de muestreo en un lugar pueden considerarse representativos de la corriente de gas en cualquier otro lugar en el tramo de la tubería siempre y cuando no esté presente ninguna fuente de gas adicional entre los dos lugares. Los datos incluidos en un análisis de composición del gas para propósitos de la corrosión consideran por lo general las siguientes mediciones:

• CO2 • H2S • Agua • O2.



Los datos adicionales incluyen temperatura y presión; considere los factores que afectan estas propiedades cuando determine qué tan apropiadamente un punto de muestreo representa otros puntos.

El contenido de CO2 normalmente se determina enviando una muestra del gas a un laboratorio químico (para el análisis por cromatografía de gases). El contenido de agua (punto de rocío) y el contenido de H2S por lo general son mediciones en sitio (campo); la temperatura y la presión se registran en sitio.

El H2S se mide usando un tubo de tintura o medidor electrónico (la Sección 2 del Manual de Laboratorio de Investigación de Campo contiene fotografías y procedimientos). El tubo de tintura se llena con una substancia porosa que se cubre con un químico que reacciona al H2S para formar un color café. Una cantidad medida de gas se pasa a través del tubo y la lectura a la que el color café se detiene en el tubo es la concentración de H2S en partes por millón (ppm). También existe instrumentación electrónica que proporciona una lectura directa del contenido de H2S presente en el gas.

El contenido de agua del gas es importante porque determina el nivel de saturación, y el gas completamente saturado condensará el agua que puede fomentar la corrosión. El contenido de agua puede medirse con un tubo de tintura (el químico en un tubo de tintura con contenido de agua reacciona con el agua para formar un color púrpura), o puede medirse usando un medidor electrónico. Ambos procedimientos de prueba dan resultados del contenido de agua en libras por millón de pies cúbicos estándar (lbs. /MMSCF). Si el contenido de agua del gas es demasiado alto a una presión y temperatura dadas, el gas se saturará y el agua libre se condensará. Recuerde que el agua líquida puede existir potencialmente en una tubería a pesar de que una medición indique gas no saturado, porque una medición del gas representa un periodo corto de tiempo, y el agua líquida anterior quizás no se evaporó o quizás salió de la línea. Además, la presencia de sólidos higroscópicos (es decir, que atraen el agua) puede ocasionar condensación en ambientes donde el gas no está completamente saturado con agua.

La presión del gas en la tubería se lee con un medidor de presión o con un dispositivo electrónico que miden la presión ejercida en la pared interior del tubo. La presión se usa para calcular la presión parcial del CO2 después de que el porcentaje de CO2 (% mol. CO2) se determina por cromatografía de gases (véase la sección de corrosión por CO2 en el Capítulo 1 para detalles sobre cálculo de la presión parcial del CO2). La presión parcial del H2S se calcula de manera similar después que una lectura del H2S en ppm se convierte a porcentaje. Además, se usan la presión y la temperatura para determinar el nivel de saturación de agua en el gas.



Para asegurar la exactitud del análisis del gas, son importantes los procedimientos apropiados de muestreo del gas para evitar que interfieran los factores externos. Tales factores podrían dar datos sin fundamento. Se proporcionan detalles de estos procedimientos en la Sección 2 del Manual de Laboratorio de Investigación de Campo en este curso.

Los datos del muestreo del gas típicamente se registran en un formato o banco de datos para recuperación y comparación con valores futuros.

En muchos sistemas, el muestreo y el análisis del gas generalmente se realiza en una base rutinaria. Note que el análisis del gas por sí mismo no se usa para determinar la corrosividad; a menudo se requiere mayor monitoreo (ej., cupones, sondas, etc.) basado en las mediciones de los niveles significativos de CO2 y/o H2S, sobre todo si el gas está húmedo.

Líquidos

Los líquidos acuosos y/o de hidrocarburo (orgánico) pueden estar presentes en tuberías e instalaciones de gas natural, y son comunes en instalaciones de producción (es decir, líneas de recolección) y en instalaciones de campo de almacenamiento. Debido a que la corrosión requiere un electrolito, la ausencia de agua líquida indica ausencia de corrosión.

La información sobre la composición del líquido es útil para calcular la corrosividad, aunque se consideran más confiables (si se localizan apropiadamente) los datos provenientes de los dispositivos de monitoreo, como cupones de corrosión o sondas electrónicas, ya que son una medición más directa. Pueden usarse mediciones de líquido para predecir cambios en la corrosividad (o mecanismo de corrosión) que surgen de cambios en las condiciones del proceso (ej., la velocidad del flujo, la temperatura, presión, fracción de hidrocarburo, etc.). Además, la composición del líquido puede usarse para guiar la selección de químicos de tratamiento y aumentar el monitoreo de la corrosión a través de la identificación de productos de la corrosión. Por lo tanto, esta información tiene valor secundario.

Las pruebas de corrosión normalmente se realizan en la fase acuosa (agua) de una muestra de líquido. Ya que las muestras de líquido acuoso cambian con el tiempo en un recipiente de muestreo, el análisis en sitio debe realizarse sin retraso. La muestras que se conservarán más de 4 horas deben refrigerarse (a aproximadamente 4°C o 39°F) para reducir la actividad microbiana. Las muestras retenidas por más de 48 horas, aun en refrigeración, tendrán un valor cuestionable con respecto a la exactitud de pruebas en sitio.



Cuando sea posible recolecte 32 onz. (aproximadamente 1 L) de líquidos (preferentemente agua) para las pruebas completas. Pueden usarse muestras más pequeñas para realizar pruebas específicas. La limpieza y una muestra "sin aire" son deseables para recolectar y transportar las muestras. Las botellas de muestras deben reunir los requisitos del Capítulo 2, Apéndice A: Recipientes, Etiquetado y Envío de Muestras al final de este capítulo. Deben realizarse los traslados de muestras con la agitación o salpicadura mínima para no airear la muestra.

Lugares del Muestreo

Debido a que los líquidos a menudo no están distribuidos uniformemente a lo largo de una tubería, los lugares del muestreo deben escogerse cuidadosamente para que los datos recolectados representen la mayor parte de los líquidos dentro de un sistema, y/o representen los lugares en donde se espera que la corrosión sea más agresiva. Los lugares del muestreo pueden incluir:

• Lanzadores/receptores de limpieza con taco • Trampas de humedad (tubería, estación de medición, estación de

compresión, etc.) • Extremos muertos (secciones aisladas de un tubo sin flujo) • Líneas de drenado del tanque/cabezal • Tanques • Tanques de recuperación de líquidos (trampas, separadores, lavadoras) • Tubos medidores • Corrientes laterales y espiras de muestreo • Áreas bajas (depresiones, cruces de ríos, etc.)

Métodos de Muestreo

Las muestras pueden tomarse de los sistemas de fluido (ej., tubería) o estáticos (ej., tanque de almacenamiento).

Normalmente, las muestras deben obtenerse abriendo una válvula y permitiendo que los fluidos fluyan durante varios segundos para vaciar la válvula y la respectiva tubería de cualquier materia extranjera y/o fluidos de espacios muertos antes de recolectar la muestra. En algunos casos (como con fondos de tanque o al tomar muestras de aguas abiertas), se requiere un aparato de muestreo de diseño especial.

Pueden agregarse recipientes de muestreo a cada válvula como sea necesario para obtener muestras de por lo menos 4 onzas. Los recipientes y accesorios de



muestreo debe construirse de una aleación resistente a la corrosión o de acero al carbón con recubrimiento interno, libre de discontinuidades.

Se recomienda un arreglo de doble-válvula, con una válvula arriba y otra abajo del recipiente. Cuando los líquidos se recolectan, la válvula superior debe estar completamente abierta y la válvula inferior debe abrirse lentamente para recolectar la muestra de una manera segura. La válvula superior puede usarse para aislar el recipiente de muestra de la línea, sobre todo si la válvula inferior falla. Si los volúmenes de agua suficientes están presentes por lo general en un lugar de muestreo, deje que la válvula se lave con agua durante varios segundos antes de llenar recipientes de muestreo.

Para recolectar una muestra, destornille el tapón de un recipiente de muestreo y llénelo todo para purgar cualquier aire en el recipiente. Inmediatamente vuelva a tapar el recipiente. Evite tocar las superficies interiores del recipiente o tapón ya que puede contaminar la muestra. Si se dispone de volumen suficiente de muestra para dos recipientes, guarde un recipiente sellado para análisis de laboratorio y use la otra botella para las pruebas de campo. Sin embargo, si el volumen de líquido es limitado quizás no sea posible llenar una botella entera de 250 ml. Obtenga tanta muestra como sea posible en este recipiente y realice las mediciones de campo con el volumen mínimo necesario.

Si las muestras son principalmente agua, aunque contengan algunos sólidos, prepare y etiquete la botella de muestreo (antes del muestreo) y registre el volumen del recipiente de muestreo para comparación con la cantidad de líquido muestreado. Se recomienda una muestra de 8 onzas (250 ml). Si se dispone de volumen líquido adicional, llene dos botellas.

Si se obtiene una emulsión de aceite-agua, recolecte dos muestras. Después de recolectar cada volumen de muestra, ponga el tapón en el recipiente pero no lo apriete ya que el escape de gas podría presurizar la botella. A partir de un recipiente, realice uno de los procedimientos siguientes para obtener una muestra de agua de 2 onzas (aproximadamente 60 ml):

• Permita que las fases se separen por la gravedad dentro del marco de tiempo prescrito indicado por los procedimientos individuales de la prueba.

• Agregue gotas de cloral a la muestra, agite la muestra 20 veces, libere la presión y permita que repose durante 30 minutos.

• Centrifugue la muestra para separar la cantidad requerida de agua dentro del marco de tiempo prescrito indicado por los procedimientos individuales de la prueba.



Si el procedimiento de separación excede el tiempo permitido por el procedimiento de prueba, deseche la muestra. Si se recolectan por lo menos 2 onzas de agua, realice la prueba en sitio. Además realice prueba de cultivo de bacterias, si se requiere o se recomienda. Si el agua no se separa y se desea una prueba de bacterias, consulte los procedimientos de análisis microscópico. Envíe la segunda muestra en emulsión a un laboratorio aprobado para el análisis.

Si se requiere monitoreo de bacterias en la muestra líquida, elimine el volumen necesario para realizar estas pruebas inmediatamente para reducir al mínimo la exposición al oxígeno, y antes de realizar cualquier prueba física o química (para minimizar la contaminación).

Obedezca todas las precauciones de seguridad pertinentes cuando recolecte las muestras de líquido. La mayoría de las instalaciones de tubería se operan a presión alta, y el personal que tome las muestras debe tener cuidado extremo por el equipo que está operando. Siempre identifique todos los problemas y las precauciones de seguridad que deben tomarse en caso de que una válvula usada para el muestreo funcione mal o en caso de una onda de presión alta por la válvula de muestreo haga explotar el recipiente de la muestra y su contenido, zafándolo de la mano de la persona. Cumpla con los requisitos de seguridad. Debe usarse aparato de seguridad adicional si la hoja de datos de seguridad del material para un químico específico (HDSM) sugiere la necesidad de dicho dispositivo.

Análisis de la Muestra

Si es posible, las muestras de agua deben tener volumen suficiente para realizar tanto los análisis en sitio como en laboratorio; idealmente, llene dos botellas de 8 onzas (250 ml) con la muestra (una botella para la prueba en sitio y la otra para el análisis de laboratorio). Una parte de la muestra también debe acidificarse inyectando 20 a 40 ml de la muestra acuosa con una jeringa en un frasco de 40 ml que contenga ácido nítrico (HNO3).

Cuando se disponga de agua suficiente, se recomienda un volumen mayor de la muestra. Si se dispone de un volumen grande de agua, una tercera botella de muestra (250 ml o más) puede acidificarse agregando HNO3 a la muestra hasta que el pH sea de <2.

Pruebas de Campo

Las mediciones en sitio o pruebas de campo para las muestras líquidas acuosas incluyen: temperatura del líquido; pH; alcalinidad total [alcalinidad del



bicarbonato (HCO3 -), carbonato (CO3 =)] e hidróxido (OH -)]; H2S disuelto; CO2 disuelto; y bacterias, si se requiere o se recomienda. Los procedimientos se resumen aquí, y en la Sección 2 del Manual de Laboratorio de Investigación en Campo incluido en el curso contiene los procedimientos detallados por realizar las mediciones físicas y químicas, y las pruebas microbiológicas en sitio. El análisis de campo de las muestras tiende a tener menos precisión que el análisis de laboratorio, pero este inconveniente se compensa usando una muestra fresca que puede cambiar su naturaleza cuando llega a un laboratorio.

• La temperatura del líquido puede medirse usando un termómetro o medidor electrónico, y puede probarse en campo porque cambiará con el tiempo.

• El pH del agua líquida se mide con un medidor de pH o papel de pH en campo,

lo más pronto posible después de la recolección de la muestra, ya que se espera que el pH cambie después de la despresurización, principalmente causada por los gases disueltos que salen de la muestra. En algunos casos, cuando se exponen al aire muestras de agua que contienen niveles importantes de hierro disuelto, la oxidación/hidratación del hierro pueden causar que los niveles de pH caigan drásticamente con el tiempo.

• La alcalinidad total es un parámetro que depende del pH; por consiguiente,

cuando el pH cambia, las concentraciones de la alcalinidad total también son afectadas. La prueba de la alcalinidad total es un método de titulación en donde una cantidad medida de agua se coloca en un tubo de ensaye o botella con un indicador de pH (ej., verde de bromocresol). Un reactivo ácido (ácido sulfúrico diluido [H2S04]) se agrega hasta que el color cambie de verde a rojo para indicar que el pH es menor a 4.5. El número de gotas usadas para el cambio de color a rojo de la muestra líquida corresponde a la concentración representativa de carbonato de calcio (CaCO3) en la muestra y se usa en un cálculo para encontrar la alcalinidad total en mg/. Si el indicador de pH torna roja la muestra líquida antes de la adición de cualquier reactivo, el pH de la muestra líquida tomado de la tubería era de 4.5 o menos y no puede estar presente ningún bicarbonato. Note que si el pH de una muestra de agua es de menos de 4.5, no hay ninguna necesidad de realizar la prueba de campo de la alcalinidad total ya que puede asumirse que es cero.

• Las pruebas de H2S disuelto se realizan en campo porque el H2S deja una muestra después de la despresurización (y puede absorberse en su recipiente durante el transporte). Existen varias pruebas de campo para medir el H2S. Una prueba común usa una pastilla de Alka-SeltzerR para liberar H2S disuelto a partir de una cantidad medida de una muestra acuosa en la forma de gas de H2S. Un pedazo papel de prueba de acetato de plomo se coloca encima de la botella de prueba, y el gas de H2S liberado reacciona con el acetato de plomo para formar un color café en el papel de prueba. Usando una tabla de colores, la tonalidad del color café se compara con la concentración apropiada (en ppm) del H2S disuelto.



Existen otras pruebas que requieren menor volumen de muestra. Note que las muestras de agua de color negro o muy coloreadas podrían ser difíciles de interpretar usando este método.

• CO2 disuelto. En ausencia de agua líquida, el dióxido de carbono no es corrosivo

para las tuberías; sin embargo, cuando hay agua presente, el CO2 puede disolverse en el agua y pueden afectar el pH y otros factores del químico en el agua. Conforme la presión parcial del CO2 en el gas aumenta, la cantidad de CO2 disuelto en la fase de agua también puede aumentar, reduciendo así el pH y haciendo que el agua sea más corrosiva. Conforme la temperatura de operación y la presión parcial del CO2 aumentan, la proporción de corrosión también los aumenta por lo general.

El CO2 disuelto, al igual que el H2S, debe medirse inmediatamente después de recolectar una muestra líquida de un sistema presurizado, ya que de lo contrario el gas se liberará debido a la caída de presión y la prueba no tendrá sentido. Este concepto se ilustra cuando una botella de refresco carbonatado se deja abierta por un periodo prolongado y la bebida pierde su "efervescencia"; todo el CO2 disuelto ha regresado a la atmósfera. Los equipos de prueba del CO2 disuelto miden con precisión la cantidad de dióxido de carbono en la solución de prueba en el momento de realizarla.

• Los niveles de bacterias viables puede aumentar o puede disminuir en unas

cuantas horas debido a los efectos del oxígeno y otros factores. Por ejemplo, el crecimiento y número de ciertos microorganismos facultativos pueden verse estimulados por la exposición al aire mientras que otros anaerobios más estrictos pueden resultar dañados o exterminados por el oxígeno. Las muestras líquidas se prueban típicamente en campo para los niveles de bacterias planctónicas, inoculando frascos de medios líquidos de cultivo con diluciones en serie. Los cultivos líquidos identifican grupos grandes de microorganismos viables (APB, SRB, anaerobio facultativos, etc.) presentes en los líquidos sobre una base semi- cuantitativa (como un rango de organismos vs. un número específico). También pueden conservarse muestras líquidas en campo conservándolas en una solución a base de glutaraldehído para que puedan realizarse el análisis microscópico y la enumeración microbiana. Considere que este análisis cuantificará todas las bacterias presentes en esa muestra líquida, sin tener en cuenta si los organismos estaban muertos o vivos cuando la muestra se tomó. También existen otras pruebas microbiológicas más específica en naturaleza (ej., RapidChekR para SRB) para la enumeración en campo de bacterias en muestras de líquido.

Análisis de Laboratorio

Un análisis de la composición de un líquido por lo general consiste de cinco componentes: análisis de metal/catión, análisis del anión, escaneo de glicol,



alcalinidad y pruebas diversas, como pH, gravedad específica, sólidos totales disueltos, conductividad y residuos de inhibidor de corrosión.

La mayoría de los resultados de los análisis de líquido se expresa en partes por millón (ppm). “Partes” se refiere a la cantidad de analito (es decir, sólidos disueltos) disueltos en cada millón de partes de solución (ej., agua). Esta concentración, C, se calcula por:

Cppm = peso del soluto (mg) X 106 ppm

peso de la solución (mg)

El agua recolectada de tuberías a menudo se diluye, y por lo tanto tiene una gravedad específica de aproximadamente 1 g/ml así que un 1kg de agua es aproximadamente 1litro:

Cppm = peso del soluto (mg) volumen de la solución(l)

Un análisis de metal/catión indica la concentración (ppm) de cationes comunes (iones de carga positiva). Pueden usarse la especie y concentraciones de iones para predecir la formación de depósitos o, junto con otra información, indicar corrosión.

Un análisis de anión indica la concentración (ppm) de aniones comunes (iones de carga negativa). Pueden usarse la especie y concentraciones de iones para predecir la aceleración de la corrosión o iniciación de picaduras (ej., cloruros), o la inhibición de la corrosión (ej., fosfatos). El agua condensada típicamente tiene una concentración baja de cloruros, el agua producida tiene por lo general una concentración alta de cloruros.

Un escaneo de glicol se usa para detectar la cantidad total (%) de compuestos tipo alcohol contenidos dentro de una muestra líquida. Estos compuestos incluyen metanol, isopropanol, dietilenglicol, etilenglicol, propilenglicol y trietilenglicol. El metanol puede incorporarse en un sistema húmedo como portador para químicos de tratamiento. Los glicoles puede incorporarse en un sistema seco como portadores no volátiles de químicos de tratamiento. Sin embargo, la presencia de glicol también puede indicar alteraciones o arrastre a partir de la deshidratación de gas, que puede introducir agua, cloruros y otros contaminantes corrosivos en el sistema. Considere que, bajo ciertas condiciones, los glicoles pueden descomponerse en ácidos orgánicos.

La alcalinidad se determina a través los iones de bicarbonato, carbonato e hidróxido que son componentes comunes de las aguas, que pueden neutralizar los



ácidos y actuar como buffers del pH. Los iones de bicarbonato y carbonato, junto con los cationes apropiados (ej., calcio, hierro) forman por lo general incrustaciones. En general, conforme la alcalinidad aumenta, la corrosividad tiende a disminuir.

Las pruebas varias incluyen niveles de inhibidor, pH, gravedad específica, sólidos totales disueltos y conductividad.

El contenido de inhibidor es la concentración, en ppm, de inhibidor de corrosión residual. La razón principal para medir la concentración de inhibidor en una muestra de agua es a 1) asegurar que se dividió a la fase de agua (y no a la fase de hidrocarburo) y 2) asegura que llegó al extremo de un sistema de tubería y no simplemente se acumuló corriente arriba.

Si se desean mediciones residuales para otros químicos (ej., biocidas, etc.) llame al laboratorio químico del contratista o al laboratorio de su propia compañía para pruebas adicionales.

El pH de una muestra es el logaritmo negativo de la concentración de iones de hidrógeno en un medio acuoso. El pH indica si una muestra líquida acuosa es ácida, neutra o alcalina. Las soluciones neutras tienen un pH de 7, las soluciones alcalinas tienen un pH mayor que 7 y las soluciones ácidas tienen un pH menor de 7.

La gravedad específica es la relación de la densidad del líquido que se analiza con la densidad del agua pura a temperatura normal. Conforme se disuelven más sales en el agua, la gravedad específica aumenta.

Los sólidos totales disueltos (STD) son la suma de todos los iones disueltos (tanto cationes como aniones) detectados en el análisis de un líquido acuoso. Este valor también puede usarse como revisión para verificar la integridad de un análisis ya que la suma de cada uno de los componentes individuales de la muestra debe aproximarse al valor de los sólidos totales disueltos.

La conductividad es una medición de una substancia para conducir corriente eléctrica bajo un voltaje aplicado. En un líquido, la corriente se transmite a través del movimiento de iones. La conductividad tiende a aumentar con la cantidad de STD.



Lodo y Sólidos

Cuando una tubería se limpia con taco, los materiales sólidos (es decir, depósitos) o el lodo pueden quitarse de la pared de la tubería. Se espera que algunos depósitos adherentes permanezcan en la pared de la tubería después de la limpieza agresiva.

Deben tomarse muestras de estos materiales.

Las muestras deben enviarse sin demora a un laboratorio para el análisis de la composición. Dichos análisis son a menudo el medio más rápido, y a veces el único, para determinar si está ocurriendo corrosión interna en una área inaccesible (ej., marina) de una tubería.

Pueden usarse los datos obtenidos de los análisis de la limpieza con taco para obtener información sobre la corrosividad del ambiente interno de la tubería. Si hay líquido en la muestra del taco, es importante determinar si es agua (que puede fomentar la corrosión) o hidrocarburo. Otros datos valiosos incluyen la composición de los sólidos. Los productos de la corrosión como carbonato de hierro (FeCO3) y el sulfuro férrico (FeS) son evidencia de que puede haber ocurrido corrosión interna.

Cuando se obtienen lodo o sólidos de un receptor de la limpieza con taco, parte inferior de equipo, tubo abierto, etc. realice el siguiente procedimiento:

• Use un abate lenguas esterilizado o una espátula esterilizada para recolectar el material sólido.

• Realice una o más de las siguientes pruebas en sitio:

− pH − Sulfuro − Cultivos de bacteria

• Llene el formato apropiada o base de datos y envíe la muestra a un laboratorio aprobado para un análisis completo de la composición (ej., aniones, cationes, metales, orgánicos, etc.).

Si una muestra de la limpieza con taco o de residuo sólido contiene una fracción grande de sulfuro férrico (también conocido como "polvo negro"), puede arder y/o encenderse (es decir, es pirofórico) cuando se expone al aire. En este caso, siga los procedimientos descritos en el Capítulo 2, Apéndice A para el envío de muestra(s) al laboratorio para su análisis.



Examen de las Superficies Internas Expuestas

Cuando realice una examinación física de la corrosión en campo (o cuando se ha abierto una tubería por otras razones), un diagnóstico del tipo o causa de la corrosión requiere cierta información para determinar su causa. Los mecanismos de corrosión no pueden descartarse o confirmarse a menos que se realicen evaluaciones visuales, químicas y microbiológicas de los sitios sospechosos y se revisen los resultados de estas evaluaciones junto con la información operacional existente e histórica. Además, una revisión operacional también es esencial para determinar una estrategia de mitigación apropiada. Para obtener la información de prueba más exacta, realice mediciones de campo basadas en el tiempo inmediatamente después de sustraer la muestra del ambiente de operación.

Examen Visual

El examen de las superficies internas expuestas puede proporcionar información útil sobre las condiciones de operación dentro de la tubería y cualquier corrosión que esté ocurriendo. El examen visual debe realizarse lo más pronto posible después de que las superficies internas de la tubería se han expuesto, ya que pueden ocurrir cambios rápidos en depósitos y productos de la corrosión al exponerse al aire, luz y humedad. Busque relaciones entre el lugar, el tipo y la severidad del ataque de corrosión contra otros rasgos físicos en la tubería. Cuidadosamente documente la forma de ataque de corrosión en términos de su orientación, forma y profundidad. No asuma la causa de la corrosión; más bien, haga observaciones completas en este punto del proceso de examen. La lista de verificación en la página siguiente proporciona una guía sobre los tipos de observaciones visuales y dimensionales que pueden realizarse para cualquier muestra de corrosión.



Lista de Verificación del Examen Visual*

Ubicación de la Corrosión Observaciones Ubicación física del tubo Posición de reloj en el tubo Relaciones con otros aspectos: Diseño del sistema (extremo muerto, trampa de humedad, etc.)

Elevación de la tubería (punto bajo) Soldaduras de circunferencia o juntas mecánicas Costuras longitudinales de soldadura Cambio direccional en el flujo Entradas, salidas, tomas y conexiones Fuentes de calor o cambios de temperatura Niveles históricos de líquido en el tubo Depósitos, recubrimiento, desechos Nódulos Incrustaciones Materiales biológicos Inyección de químicos Equipo de proceso Cambios de construcción / materiales Defectos de fabricación del tubo Tipo de Ataque de Corrosión Picaduras aisladas Picaduras aisladas en áreas de corrosión general Picaduras interconectadas en áreas de corrosión general Pérdida general de metal con algunas picaduras profundas Decapado o pérdida general de metal sin picaduras Ataque selectivo en soldaduras Corrosión por fisura (en juntas bridadas, juntas mecánicas) Erosión-corrosión Agrietamiento ambiental Morfología transversal y superficial de la picadura Condiciones Internas Durante la Inspección Húmedas o secas Desechos, incrustaciones, depósitos Color de los depósitos, incrustaciones, etc. Olor Severidad Extensión longitudinal Extensión longitudinal Extensión longitudinal Perfil de pérdida de pared Profundidad máxima / promedio de las picaduras Diámetro máximo / promedio de las picaduras Largo de las picaduras vs.ancho de las picaduras Relación de profundidad / diámetro * "Reimpreso del comunicado de prensa de NACE Guía de Campo para Investigar la Corrosión Interna en Tuberías.



Análisis Químico

Pueden realizarse pruebas cualitativas de muestras sólidas (ej., producto de la corrosión, incrustaciones, etc.) en el campo para determinar si están presentes sulfuros y/o carbonatos. Además, puede medirse los niveles de pH en sitio para muestras frescas de sólido. Realice las pruebas de H2S disuelto, oxígeno disuelto, alcalinidad, pH y temperatura en muestras líquidas acuosas tan pronto sea posible después de la recolección, ya que estas mediciones pueden cambiar significativamente a la exposición a la atmósfera. Al igual que con sólidos, el análisis químico adicional del agua y del lodo debe realizarse también en el laboratorio. Estas pruebas pueden determinar si los elementos, compuestos, gases y ácidos orgánicos típicamente asociados con ciertos tipos de corrosión están presente en las muestras.

Para procedimientos más detallados para realizar mediciones químicas y físicas en campo, consulte la Sección 2 del Manual de Laboratorio para la Investigación de Campo.

Es a menudo es deseable tomar una muestra de la pared del tubo para determinar sus características metalúrgicas y verificar si el material está dentro de las especificaciones originales de diseño.

Pruebas Microbiológicas

Deben realizarse pruebas de cultivo en dilución en serie y/o exámenes de microscopía epifluorescente (u otras técnicas microbiológicas aprobadas) en muestras frescas del producto de corrosión para establecer la presencia y concentración de bacterias (colonias/ml o gramo) dentro del sitio de corrosión.

Las pruebas biológicas de las muestras (ej., agua, lodo, etc.) que reflejan el ambiente en el sistema pueden indicar si hay bacterias o no; sin embargo, su presencia no necesariamente indica que haya ocurrido daño MIC. El análisis de fluidos de volumen es sólo un indicador de los niveles de bacterias planctónicas presentes en el sistema en ese momento en particular. La relación entre los niveles o tipos de bacteria (planctónicas, sésiles, APB, SRB, anaerobios facultativos, etc.) y el daño MIC no se ha establecido en la literatura a la fecha.

Para pasos más detallados sobre la realización de procedimientos microbiológicos en campo, consulte la Sección 2 del Manual de Laboratorio para la Investigación de Campo.



También puede obtenerse información microbiológica y química usando una técnica de réplica.

Investigaciones de Tubo o Componentes Fuera de Servicio

Introducción Deben seguirse los procedimientos siguientes cuando a) se encuentra corrosión interna y se extrae para propósitos de investigación o b) ocurre una fuga, falla o ruptura y se saca de servicio un tramo del tubo o un componente del tubo. Estos procedimientos ayudan a asegurar que se disponga de información suficiente para determinar la causa de un accidente o la detección de corrosión. A continuación se presentan procedimientos separados para conservar sin rupturas y con rupturas.

Examen Visual y Registro Antes tomar muestras, es esencial realizar un examen visual de la tubería defectuosa o corroída, y el área circundante. La simple vista tiene una profundidad excepcional de enfoque y puede examinar áreas grandes para detectar cambios sutiles en el color y textura que no pueden captarse fácilmente con otros dispositivos ópticos. Antes de cortar una muestra, identifique cualquier rasgo externo asociado con el área defectuosa o corroída (ej., depresiones en el tubo, goteo localizado en o cerca de la región defectuosa). Marque la dirección del flujo de gas, número de mojonera/estación y posición de reloj en el diámetro externo del tubo. Haga un registro fotográfico del tubo desde puntos de vista diferentes y, si posible, antes de cortar el tramo de tubo. El examen visual debe anotarse en un cuaderno de campo conveniente u en otro registro que se asociará con dicho tramo del tubo.

Procedimientos de Conservación de la Muestra de Tubo – Sin Rupturas 1. Corte el tubo para minimizar daño a la muestra. Si los contenidos de la tubería

permiten el corte por flama, minimice los efectos del calor y escoria, cortando en un lugar alejado del área en cuestión (ej., 1 a 2 pies). Si no es posible evitar daño por el corte a la flama o si los contenidos no lo permiten, corte en frío el tubo. Si el tipo de falla lo permite, tome una muestra de la unión del tubo que contiene el origen sospechado, de preferencia en una zona ilesa, para realizar pruebas mecánicas.

2. Evite introducir materia extraña (mugre, agua, etc.) en el tubo o en el

componente. Excepto para tomar la muestra del producto de corrosión, no



altere los depósitos de corrosión ni quite ningún material de la superficie del tubo.

3. Inmediatamente selle los extremos del tubo con tapones tipo capuchón o con

hoja de plástico y cinta para tubo. La meta es proteger las superficies del tubo de los materiales extraños y mantener húmedos los depósitos de corrosión evitando la deshidratación. La protección de la muestra de tubo debe realizarse tan rápidamente como sea posible. Después de sellar el tubo, evite el manejo rudo y las temperaturas altas de la exposición directa al sol. Si ya se ha determinado que la falla fue causada por un evento en la superficie externa del tubo, no es necesario conservar el interior.

4. Para cortes bajo el agua o submarinos donde no puede evitarse la inundación,

el siguiente procedimiento puede ayudar a conservar los depósitos de corrosión interna.

a) Instale tapas temporales (ej., tapones tipo capuchón) en cada extremo del

tubo seccionado mientras esté sumergido. b) Asegúrese que se hayan quitado los tapones de drene para que la presión

pueda equilibrarse cuando el tubo se saque a la superficie. c) Antes de sacar el tramo del tubo del agua, reinstale los tapones de drene. d) Después de sacar la muestra de tubo del agua, quite los tapones de drene,

drene el tubo y tome una muestra del agua desde el interior del tubo en una botella esterilizada para muestras de 8 onzas (250 ml).

e) Realice las pruebas en sitio (ej., cultivos de bacterias, pH, alcalinidad total,

H2S disuelto, etc.) en la muestra de líquido tan pronto como sea posible. f) Después que la muestra de tubo se ha drenado de agua de mar, tome

muestras de los depósitos internos para pruebas de campo. Después de tomar las muestras, reinstale los tapones.

g) Almacene el tubo lejos de la luz directa del sol hasta que la muestra de

tubo sea enviada al laboratorio apropiado. 5. Tome muestras de residuos sólidos y líquidos de la tubería desde una sección

del tubo cortada lo más pronto posible. Lo ideal es tomar la muestra inmediatamente después de haber cortado el tubo.

6. Tome las muestras líquidas y rápidamente séllelas en vasos estériles. Los

vasos de muestras deben etiquetarse inmediatamente con la fecha de la



muestra, hora, lugar y nombre de persona que la tomó. Los recipientes prelimpiados pueden ser de vidrio o poliméricos. Los vasos poliméricos son permeables a gases y por lo tanto no pueden almacenar líquidos por periodos largos de tiempo. Una manera de desacelerar la velocidad de permeación es envolver perfectamente los vasos con papel aluminio.

7. Una porción de las muestras sólidas y líquidas puede conservarse en

glutaraldehído para el examen microscópico subsecuente. El glutaraldehído fija los líquidos, inyectando una porción de 1 ml de la muestra en un frasco de solución fijadora de glutaraldehído al 2%. Puede fijar los residuos sólidos con glutaraldehído, abriendo un frasco de fijador, colocando aproximadamente 1 g de la muestra en la solución y volviendo a sellar el frasco.

8. Para recuperar los microorganismos viables, tome muestras de sólido o de

frotis en frascos que contengan solución disolvente anaeróbica (ADS) de un vendedor aprobado.

9. Use jeringas separadas para cada muestra, inocule los medios líquidos para

contabilizar las bacterias viables con la muestra líquida o con la lechada de la muestra de sólido (en ADS) y realice las diluciones.

10. Envíe los líquidos fuente y los sólidos conservados al laboratorio designado

por mensajería aérea de 24 horas en una hielera enfriada (de preferencia en paquetes sellados de hielos artificial). Envíe la muestra de tubo por los mejores medios disponible al laboratorio apropiado. Obtenga los líquidos fuente de cualquier fuente potencial de fluidos, ya sea corriente arriba o corriente abajo de la fuga o falla. Cuando la superficie del diámetro interno de tubo esté completamente seca (libre de aceite, agua e hidrocarburos, etc.) no es necesario enviar muestras en hielo.

11. Notifique el laboratorio que está realizando el análisis, sobre el embarque del

tubo y la fecha estimada de llegada. 12. Documente todos los factores importantes. Marque la ubicación y orientación

del tubo, así como la dirección de flujo directamente en el tubo. Incluya fotografías tomada antes y después del muestreo. Envíe esta información al laboratorio que recibirá el tubo y las muestras líquidas.

Procedimientos de Conservación de la Muestra de Tubo – Rupturas

Cuando un tubo o componente de un tubo falla de una manera catastrófica o si la falla resulta en daño significativo a la propiedad o a las instalaciones inmediatas,



encárguese de conservar el sitio del incidente y de los componentes fallidos hasta que lleguen los investigadores de fallas. El personal de primera respuesta del sitio debe considerar los puntos siguientes y deben aplicarse exista o no corrosión.

1. Una vez que el sitio se ha asegurado y protegido, trate de localizar cualquier fragmento o secciones defectuosas que hayan sido lanzadas a poca distancia del sitio. Lo ideal es que estos fragmentos se dejen en su lugar si es posible y se protejan de manipulaciones indebidas.

2. Documentar las condiciones en el sitio inmediatamente después del incidente

es muy importante ya que puede perderse o alterarse información debido a las actividades posteriores a la ruptura en el sitio. Esta documentación puede realizarse con fotografías y dibujos.

3. No deben manipularse ni alterarse las superficies de la fractura de los tubos o

componentes que fallaron sino hasta que lleguen los investigadores de fallas. 4. Si las superficies interiores del tubo son accesibles sin presentar peligro y

pueden obtenerse muestras líquidas o sólidas, el personal de primera respuesta debe tomar dichas muestras que deberán conservarse de acuerdo con los procedimientos indicados para incidentes sin ruptura. Estas muestras deben etiquetarse bien e identificarse su fuente precisa. Deben transferirse a los investigadores de laboratorio) a la llegada.

5. A menos que sea absolutamente necesario, no mueva ni manipule los

componentes que fallaron ni altere el sitio de falla trayendo maquinaria pesada sino hasta que el investigador le autorice hacerlo. Esto puede causar pérdida de información necesaria para determinar la causa de la falla. Bajo ninguna circunstancia debe hacerse ningún esfuerzo por armar las piezas fracturadas, ya que esto destruye los rasgos de superficie de la fractura.

Encapsulación (Replicación) de las Muestras de Tubo

Las incrustaciones, productos de la corrosión y los rasgos morfológicos de las picaduras y la corrosión general, los microbios residuales, así como otros muchos "restos" son evidencia importante que a menudo es esencial para determinar la causa/mecanismo de corrosión interna. Por consiguiente, siempre que sea posible, deben conservarse muestras del tubo en el campo, usando los procedimientos especificados para que puedan realizarse análisis detallados de laboratorio.

Para los procedimientos detallados para encapsulación de muestras de tubo, consulte el Capítulo 2, Apéndice B al final de este capítulo.



Pruebas de Líquidos

Las mediciones en sitio o pruebas de campo para muestras líquidas acuosas incluyen: pH, alcalinidad total [alcalinidad del bicarbonato (HCO3 -), carbonato (CO3 =)] e hidróxido (OH -)]; H2S disuelto y cultivos de bacterias. También deben medirse en el campo, lo más pronto posible, la alcalinidad total y el pH ya que el pH de una muestra líquida pueden cambiar con la exposición a la atmósfera. El cambio corresponde parcialmente a la cantidad de gases que permanecerán disueltos en la muestra cuando la temperatura y la presión cambien. Cuando el pH cambia, las concentraciones de la alcalinidad total también son afectadas.

Pruebas Microbiológicas

Pueden realizarse pruebas de cultivo en dilución en serie y/o exámenes de microscopía epifluorescente (u otras técnicas microbiológicas) en muestras frescas de líquidos o del producto de la corrosión para establecer la presencia y concentración de bacterias (colonias/ml o gramo) dentro del sitio dañado por la corrosión. Las pruebas biológicas de las muestras (ej., agua, tierra, lodo, etc.) son un reflejo del ambiente del sistema y puede indicar si hay bacterias o no. Considere que el análisis microbiológico de fluidos de volumen solamente proporciona una “foto instantánea” de los niveles de bacterias (planctónicas) que flotan libremente en el sistema en ese momento en particular. Puede no ser representativo de los niveles de bacterias pegadas (sésiles) a las superficies del tubo. La presencia de bacterias no comprueba que la corrosión existente se deba a MIC. Ninguna relación entre los niveles o tipos de bacteria viables (APB, SRB, anaerobios facultativos, etc.) y la presencia de corrosión microbiana real se ha documentado en la literatura a la fecha

Equipo: Existen en el marcado frascos de medios líquidos para cultivar y cuantificar semi-cuantitativamente APB, SRB viables y anaerobios facultativos, u otros grupos deseados de bacterias. Alternativamente, algunas compañías también venden los equipos de análisis microbiológico que contienen formulaciones de medios específicos, jeringas, recipientes de muestra, etc.



1. Cultivos de Bacterias (Técnica de Dilución en Serie)

Generalmente se usan diluciones en serie de medios de cultivo líquidos en la industria para calcular las poblaciones de bacterias viables. Es importante al seguir los procedimientos de prueba y cultivo (Norma TM0194 de NACE, "Monitoreo en Campo del Crecimiento Bacteriano en Sistemas de Aceite y Gas") que ocurra una exposición mínima de las muestras al oxígeno para que toda bacteria anaeróbica presente pueda crecer adecuadamente. Por lo general, se colocan frascos/botellas de medios en una "serie de dilución". Normalmente se usa una serie de tres a cinco frascos. Pueden usarse frascos adicionales en una serie que si se desea un "límite de detección máxima" mayor para los niveles de bacterias viables.

Consulte la Sección 2 del Manual de Laboratorio para la Investigación de Campo para los procedimientos detallados para realizar diluciones en serie de frascos de medios líquidos.

Si es posible, incube los frascos dentro de una temperatura de 5°C (10°F) de la temperatura del agua cuando se tomó la muestra o a temperatura ambiente. Evalúe los frascos de medios al final del periodo de incubación.

2. Conservación de las Muestras Líquidas para Análisis Microscópico

Para que una muestra líquida se "fije" (se conserve químicamente) para examen de manchas y microscópico, inyecte 1 ml de la muestra en un frasco de solución fijadora de glutaraldehído (que debe contener 9 ml de solución fijadora para dar una dilución de 1:10 ).

Consulte la Sección 2 del Manual de Laboratorio para la Investigación de Campo para los procedimientos para conservar muestras líquidas para análisis microscópico.

Datos Históricos de la Operación

Para determinar si las condiciones de operación, el programa de remediación, el diseño geográfico o el diseño de los materiales podrían contribuir a la corrosión interna, se recomienda una revisión de las características operativas del sistema. Las condiciones de operación que resultan en la presencia de agua libre (agua líquida), las temperaturas altas, la materia de partículas, el H2S, el CO2 y el O2 son algunos parámetros que deben evaluarse. También considere el historial de fugas y fallas.



Cupones

Un cupón de corrosión es un muestra de metal pequeña, cuidadosamente pesada y medida, que se inserta en un sistema y se expone a ese ambiente por un periodo de tiempo específico. Los cupones vienen en muchas formas y tamaños diferentes, y hay muchos tipos de porta-cupones. Estos porta-cupones proporcionan un medio para soportar el cupón en el sistema y aislarlo eléctricamente para que la corrosión galvánica no pueda ocurrir.

Una vez que un cupón pre-pesado se ha instalado y se ha expuesto al ambiente interior en un punto de una instalación particular, la diferencia en el peso del cupón antes y después de la instalación puede convertirse en una proporción de corrosión. La proporción tiene como propósito representar la tasa de corrosión en ese punto particular en el sistema. Sin embargo, esta medición a menudo sólo indica pérdida de metal uniforme y es únicamente un dato usado en la evaluación de la corrosión de un sitio particular.

Los montajes del cupón deben ser no metálicos o los cupones deben tener espaciadores no metálicos entre ellos y una varilla de soporte metálica. Tome precauciones durante la instalación del cupón, ya que están sumamente limpios y son muy sensibles a la contaminación.

La Norma RP0775 de NACE, “Preparación, Instalación, Análisis e Interpretación de los Cupones de Corrosión en Operaciones en Campos Petroleros” brinda información adicional sobre el uso de cupones para monitoreo de la corrosión interna.

Véase la Sección 3 del Manual de Laboratorio para la Investigación de Campo para procedimientos más detallados sobre el manejo en campo de los cupones de corrosión.

Ubicación de los cupones

Como regla general, los cupones deben ubicarse en 1) lugares representativos y 2) el lugar más severo en lo que se refiere a la corrosión. Muchas condiciones operativas y ambientales influyen en la selección óptima de los lugares para la instalación del cupón. Pueden colocarse en tuberías, trampas de humedad, separadores y tanques.

Lo ideal es colocar los cupones en o cerca de la posición a las seis horas en la mayoría de las tuberías horizontales. Los cupones pueden instalarse en la posición



a las 12 horas cuando se sabe que hay muy pocos o ningún líquido libre pero hay contenido alto de agua en el gas, suficiente para permitir que ocurra la condensación. En algunos casos, el dispositivo puede instalarse sobre el tubo con un cupón que llegue hasta la parte inferior. Por consiguiente, la colocación del cupón es a menudo uno de los elementos más críticos para obtener información significativa de la de corrosión interna.

Cupones convencionales de pérdida de peso

Después de quitar con cuidado un cupón de pérdida de peso para evitar daño mecánico, inspeccione visualmente el cupón en busca de depósitos, daño y corrosión evidente. Ponga el cupón en su sobre original o en una botella de solución conservadora y registre la fecha de cuando se quitó, el nombre de la persona que lo hizo y cualquier comentario. Si el cupón se usará por evaluar bacterias, quite los depósitos según los procedimientos definidos en el Capítulo 2, Apéndice A, antes de insertar el cupón en el sobre. Rápidamente devuelva el cupón a un laboratorio aprobado para el análisis.

La proporción de corrosión de un cupón se expresa en miles por año (mpa), o en mm por año; éste es el número para milésimos de pulgada de metal perdido de la superficie de un cupón en un periodo de 1 año. Los pesos iniciales y finales, el área de superficie, la densidad y el periodo de exposición se usan para calcular los mpa, como sigue

Proporción de Corrosión (mpa) = 22.25 P

DAT donde: P = cambio de peso, mg D = densidad de la muestra, g/cm3 A = área de la muestra, pulg2 T = tiempo de exposición, días

Interpretación Mejorada de los Cupones de Pérdida de Peso

Después de limpiar un cupón, el análisis óptico de la corrosión puede brindar información útil sobre la remediación de la corrosión. La corrosión puede clasificarse de la A a la F (véase la sección del Glosario para una descripción más detallada de esta escala). Las mediciones de las picaduras, como densidad, diámetro y profundidad son variables cuantitativas medidas por el técnico de laboratorio. Para la densidad de la picadura, un cuadrante de un centímetro



cuadrado se mira bajo el microscopio a 10x. Las picaduras se cuentan manualmente en este cuadrante y se promedian con un cuadrante contado del lado opuesto del cupón. El diámetro máximo de la picadura se mide en milímetros contra una escala bajo el microscopio a 40x. Es importante entender que cuando dos o más picaduras se traslapan, se consideran una sola picadura. El diámetro más grande posible formado es el diámetro máximo de la picadura. La profundidad máxima de la picadura se mide a 100x usando un microscopio metalúrgico especial. Este microscopio permite leer una escala cuando se enfoca sobre la superficie del cupón y de nuevo al enfocar el fondo de la picadura. La diferencia en estas lecturas es la profundidad de la picadura en micras. Alternativamente, puede usarse un medidor mecánico de profundidad de la picadura. La profundidad máxima de la picadura se usa para calcular la proporción de picaduras. La proporción de picaduras es la profundidad máxima de la picadura extrapolada en un periodo de 1 año:

Proporción de Picadura = profundidad max de picadura (micras) x 0.03937 (miles/micras) x 365 (días/año) (mpa) periodo de exposición (días)

La severidad óptica de la corrosión se determina con un microscopio de luz a una amplificación de 10x. Este análisis cualitativo se basa en una escala "macro". Clasifica la severidad de la corrosión del cupón usando una escala numérica de cero a cinco, siendo el cero equivalente a nada de corrosión y cinco es equivalente a corrosión sumamente alta. La tabla siguiente es una guía usada por el personal de laboratorio para la severidad óptica cuantitativa. Cuando los resultados se encuentran entre dos números, se usan incrementos de 0.5. Si un cupón tiene corrosión severa (ej., picaduras profundas) en una área aislada del cupón, esa área se usa para identificar la severidad óptica del cupón.

0 = Parece un cupón nuevo; ninguna corrosión identificable 1 = Ataque muy ligero o pocas picaduras pequeñas

2 = Picadura definida y/o picadura sobre algo de superficie, pero no severa 3 = Ataque y/o picadura sobre casi toda la superficie; alguna significativa 4 = Picaduras profundas y/o ataque fuerte; queda poca superficie original

marcas de esmerilado) 5 = Ataque muy severo.

Una vez que se recopilan los datos del cupón, éstos se usan junto con otra información para desarrollar recomendaciones. El revisor debe considerar variables como el sitio que se está supervisando, los datos del análisis del cupón, el análisis de réplica, las condiciones de operación y posición del cupón, antes de decidir si es necesaria la remediación; de ser así, qué tipo de remediación se necesita. Pueden existir a menudo situaciones cuando no hay suficiente información proporcionada por la exposición más reciente del cupón para determinar si está ocurriendo la corrosión a un alto nivel suficiente para iniciar los procedimientos de la remediación. Sin embargo, si este es el caso, la información



estadística de los datos del cupón recolectada anteriormente en el mismo sitio puede proporcionar información vital necesaria para determinar si se requiere remediación.

También pueden hacerse correlaciones entre los datos del cupón y los datos obtenidos de los análisis en sitio de líquidos, gases o limpieza con taco, que pueden proporcionar una visión objetiva del ambiente de la tubería interior y puede brindar una recomendación más exacta. Sin embargo, ciertas partes de un análisis y/o las recomendaciones son subjetivas y, por consiguiente, se basan en las opiniones del revisor y en la experiencia sobre corrosión interna. Note que a veces la remediación no siempre es posible; por consiguiente, las recomendaciones pueden verse afectadas por ciertos criterios, como la ubicación del sitio, las operaciones y las limitantes de la época del año (ej., periodos de inyección vs. periodo de extracción). En estas situaciones, las recomendaciones se realizan sobre una base de caso-por-caso.

Seis tipos comunes de cupones se muestran en la Figura 2.1:

• Cupón 1 – (1/8” E x ½” A x 1-1/4” L, X-42)

• Cupón 2 – (1/8” E x ½” A x 1-1/2” L, Grado B)

• Cupón 3 – (1/16” E x 3/16” A x 3-1/32” L, 1018)

• Cupón 4 – (3/16” E x 3/16” A x 1-1/2” L, X-42)

• Cupón 5 – (1/8” E x 1/8” A x 2” L, 1018)

• Cupón 6 – (Montado a ras, 1/8” E x 1-1/4” D, 1018).



Figura 2.1 Tipos de Cupones

Los dos montajes de cupón mostrados en la Figura 2.2 son los portacupones más comunes que se usan para montar los cupones en campo. Estos montajes se usan para los cupones tipo S y tipo R. El montaje para cupón tipo S usa tornillos con arandelas de politetrafluoroetileno (PTFE) para fijar el cupón al montaje. El montaje para cupones tipo R tiene un agujero roscado aislado en donde se atornilla el cupón (véase Figura 2.2).

Figura 2.2 Tipos de Montajes de Cupón

Análisis Completo de los Cupones de Corrosión

También pueden usarse tipos especiales de cupones de corrosión para el análisis completo, como microscopía de escaneo por electrón (SEM) y espectroscopía dispersiva de energía (EDS). Pueden fabricarse cupones especiales de corrosión de diversos tamaños, formas y acabados de superficie, dependiendo de su propósito planeado y del tipo de análisis que se realizará.



Puede usarse el análisis SEM para clasificar la severidad y la morfología de la corrosión en una escala "micro" con amplificaciones de 500x a 1,000x (o mayores). Las características de la picadura y la morfología de la incrustación son rasgos adicionales que pueden observarse con SEM. Estos rasgos pueden relacionarse con la composición química elemental de los depósitos de corrosión, usando EDS u otros métodos de análisis de la superficie. El mapeo elemental de productos de la corrosión relativo a las picaduras y otros rasgos de la corrosión a veces son útiles para ayudar a determinar la causa de la corrosión.

Sondas Eléctricas

La ventaja de las sondas eléctricas es que puede medirse la corrosividad en tiempo real y remotamente (es decir, sin quitar un cupón), permitiendo una respuesta rápida a las proporciones altas de corrosión, en comparación con los cupones. Los electrodos de las sondas deben estar construidos de un metal similar a la aleación usada para la tubería o el componente. Los principios para colocar las sondas por lo general son iguales a los de los cupones.

La Sección 3 del Manual de Laboratorio para la Investigación de Campo indica procedimientos de campo más detallados sobre el uso de sondas electrónicas.

Sondas de Resistencia Eléctrica (RE)

Una sonda de resistencia eléctrica (RE) determina la pérdida de metal con el tiempo, midiendo el incremento en la resistencia electrónica de un electrodo conforme su área transversal se reduce por la corrosión. Las sondas RE pueden usarse en sistemas en donde no existe un electrolito continuo (ej., fase de hidrocarburos de gas). Una desventaja de las sondas de RE es que no están diseñadas para monitorear las picaduras. Además, los depósitos de sulfuro férrico (u otro contaminante) pueden afectar la exactitud de la sonda. Como resultado, las sondas de RE generalmente se usan en combinación con otros métodos (ej., cupones).

Sonda de Resistencia de Polarización Lineal (RPL)

Una sonda de resistencia de polarización lineal (RPL) mide instantáneamente la proporción de corrosión, midiendo el grado de resistencia a un potencial pequeño aplicado (ej., 10 mV). Una resistencia baja de polarización indica susceptibilidad alta a la corrosión. La sonda RPL debe sumergirse en un electrolito para operar, limitando los sitios en donde pueden usarse las sondas RPL. La capacidad de una



sonda RPL para distinguir entre la corrosión general y las picaduras es limitada. Los líquidos de hidrocarburo pueden causar contaminación de la sondas de RPL.

Otras

Existe una variedad de otras técnicas de monitoreo de la corrosión. Deben considerarse otros factores al diseñar una aplicación (por ejemplo, costo, efectos adversos debido a hidrocarburos, métodos no disponibles en el mercado o no comprobados que sólo pueden operarse en ambientes específicos, etc.)

Capítulo 2–Apéndice A: Recipientes de Muestras, Etiquetado y Envío 1


CAPÍTULO 2—APÉNDICE A Recipientes de Muestras, Etiquetado y Envío

I. RECIPIENTES DE MUESTRAS

Las muestras pueden recolectarse en los recipientes de plástico de 8 onzas (250 ml) (esterilizados si se van a realizar pruebas microbiológicas) (véase Figura 1). Si la electricidad estática entre la tubería y los recipientes de plástico es un problema, tome las muestras en recipientes de vidrio. Si se usan recipientes de plástico para recolectar la muestra, entonces debe hacerse contacto (conexión a tierra) entre la boquilla de llenado, el tapón o válvula roscada, y el plástico del recipiente de muestreo. El contacto (conexión a tierra) debe mantenerse durante todo el proceso de llenado. Este procedimiento asegurará que se disipe cualquier diferencia en el potencial entre el recipiente y la boquilla, tapón o válvula roscada, antes de iniciar el proceso de llenado. Las muestras pueden enviarse al laboratorio en recipientes de vidrio; sin embargo, se recomiendan recipientes de plástico para el envío, ya que por lo general no presentarán fugas ni roturas (debido al manejo rudo durante el transporte o a la acumulación de gas si las tapas de recipiente de vidrio están demasiado apretadas).

Figura 1 Botella de Muestras de 250 ml

Debe tenerse precaución para evitar la contaminación de la botella o tapa antes, durante y después del muestreo. Los tapones o tapas de las botellas de plástico para muestras deben apretarse firmemente para evitar fuga del contenido. Sellar el tapón con cinta eléctrica (o cinta de tipo similar) asegurará aún más que ningún líquido se fugue de las botellas.

Si no se dispone de ningún recipiente de recolección de muestras, puede vaciarse un tubo ADS de un equipo de prueba microbiológica y usarse para tomar las muestras; sin embargo,



si se desea un análisis químico, el tubo ADS debe vaciarse y enjuagarse con algo del agua del muestreo, antes de llenar el tubo y realizar los análisis.

*Nota: Si se dispone de suficiente volumen de agua, enjuague dos o tres veces el tubo ADS con la muestra antes de llenarlo.

Tome las muestras de sólidos usando botellas de muestra o bolsas esterilizadas de plástico para toma de muestras (Whirl-pac® o equivalente).

II. ETIQUETADO DE LAS MUESTRAS

Todas las muestras deben etiquetarse permanentemente e incluir la información siguiente:

• Información de identificación del lugar de muestreo–Debe incluir el nombre de: la compañía de tubos, departamento, área operativa, número de línea (incluyendo válvula o sección del tubo, en su caso), número de mojonera/número de estación, descripción del sitio (ej., nombre de la estación, nombre del pozo, nombre del sitio, bloque litoral o número de plataforma, etc.), y el punto de muestreo (ej., separador, sitio del cupón, número de recipiente, número de estación medidora, número de tanque, número de medidor de gas, nombre/número del lanzador o receptor de la limpieza con taco, etc.).

• Fecha-Fecha en que se tomó la muestra

• Hora–Hora aproximada del día en que se tomó la muestra

• Nombre del muestreador–Nombre de la persona que tomó la muestra

• Evento–Anote si la muestra se relaciona con un evento específico como fuga, operación de limpieza con taco, ruptura, limpieza del equipo, etc.



III. ENVÍO DE MUESTRAS

Muestras para Análisis Químico

Todos los recipientes de muestras deben envolverse en plástico con burbujas de aire, hule espuma, periódico o otro material acolchado de forma que los recipientes queden separados y no se rompan durante el transporte. Coloque material acolchado entre los recipientes y la pared de empaque.

Si es posible, envíe todas las muestras para análisis químico en hielo usando servicios express. Además de identificar el origen de la muestra, incluya instrucciones al laboratorio de análisis sobre la persona de contacto para más información y sobre qué análisis se desean.

Muestras para Análisis Microbiológico Mantenga las muestras microbiológicas tan frías como sea posible o en hielo después de la recolección si no han sido conservadas para análisis microscópico y/o si se desea un cultivo en laboratorio*. En casos donde las muestras no están conservadas y están en hielo, deben enviarse por servicios de 24 horas al laboratorio por su procesamiento.

* Siempre que sea posible, realice el cultivo de bacterias y la conservación de muestras para análisis microscópico en sitio, inmediatamente después de la recolección. También, el método principal de conservación de muestras de análisis microscópico es la fijación con formalina de glutaraldehído (véase Sección 2 del Manual de Laboratorio para la Investigación en Campo para procedimientos más detallados), con refrigeración (no congelamiento) de las muestras que es una alternativa secundaria cuando no se dispone de frascos de fijación con formalina de glutaraldehído al 2%.

• Muestras Microbiológicas (Conservadas)

Envuelva todas las muestras conservadas para análisis microscópico en plástico con burbujas de aire, hule espuma, periódico o otro material acolchado de forma que los recipientes queden separados y no se rompan durante el transporte. Coloque material acolchado entre los recipientes y la pared de empaque.

Fije con cinta el exterior del paquete para envío para asegurar que el recipiente no se abra accidentalmente.

Las muestras conservadas para análisis microscópico no tienen que enviarse en hielo ni por servicios de entrega de 24 horas.



Todas las muestras para análisis microbiológico (conservadas o no) deben enviarse con información que identifique el origen de la muestra, persona de contacto para más información y qué pruebas se requieren.

• Muestras Microbiológicas (Frescas, Sin Conservarse)

Todas las muestras microbiológicas frescas o sin conservar (es decir, aquéllas para análisis microscópico y/o cultivo de bacterias) deben enviarse en hielera o refrigerador pequeño con bolsas de hielo y deben envolverse en plástico con burbujas de aire, hule espuma, periódico o otro material acolchado de forma que los recipientes queden separados y no se rompan durante el transporte. Coloque material acolchado entre los recipientes y la pared de empaque.

Fije con cinta el exterior del paquete o hielera para asegurar que el recipiente no se abra accidentalmente.

Como se mencionó antes, las muestras conservadas para análisis microscópico pueden enviarse por servicios terrestres y no necesitan enviarse en hielo. Sin embargo, todas las muestras microbiológicas frescas/sin conservarse deben enviarse en hielo por servicio de 24 horas.

Muestras para Análisis Metalúrgico

Todas las muestras de tubo no conservadas y sin romper (es decir, las muestras que no se replicaron) no deben seccionarse en absoluto si fuera posible. Las muestras de tubo deben tener los extremos sellados con hoja de plástico y cinta y forrarse y asegurarse apropiadamente. Para muestras de tubo con rupturas, deje que el personal calificado se encargue de manejar y enviar dichos materiales.

Nota: La ubicación del tubo (número de mojonera o de estación) así como la dirección del flujo y posición de reloj a las 12 debe marcarse en el tubo con un marcador.

Nota: Asegúrese que el paquete (ej., caja, hielera de plástico, etc.) esté bien asegurado con cinta para que el recipiente no se abra accidentalmente. También, siga las instrucciones de la compañía transportadora con respecto al embalaje, papeleo y presentación de toda la información pertinente.

Capítulo 2, Apéndice B Procedimientos para Encapsulación y Replicación de Muestras de Tubo 1

Manual del Curso sobre Corrosión Interna © NACE International, 2003 Septiembre 2003

CAPÍTULO 2, APÉNDICE B Procedimientos para Encapsulación y Replicación de Muestras de Tubo

Las incrustaciones, productos de la corrosión, las características morfológicas de las picaduras y

la corrosión general, así como otros diversos “restos” son evidencia importante que a menudo es

esencial para determinar la causa/mecanismo de la corrosión interna. Por consiguiente, siempre

que sea posible, las muestras de tubo deben conservarse en el campo, usando el procedimiento

siguiente, para que puedan realizarse los análisis de laboratorio detallados.

Selección de la Superficie de Tubo a Encapsular

1. Escoja una o dos áreas definidas de corrosión en la superficie del tubo para conservarla por

replicación. Si ocurre una fuga y no hay otra corrosión representativa cercana, encapsule el

área perforada (Nota: Selle con plástico y cinta el orificio en el lado opuesto del tubo que se

replicará para prevenir fuga de las soluciones de replicación).

2. Con cotonetes o un trapo limpio libre de pelusas, limpie un cuadrado alrededor del área de

la superficie(s) del tubo(s) que se replicará (aproximadamente 2 pulg. por 2 pulg.) para

facilitar el manejo del dispositivo del tubo de sellador en el próximo paso. Sólo limpie en el

lugar en donde se aplicará el selladora. Tenga cuidado de no tocar el área que se replicará.

Véase la Figura 1 para un ejemplo.

Figura 1 - Area preparada para replicación



3. Con un tubo de sellador de silicón, forme un dique alrededor del área que se replicará. El

dique debe ser aproximadamente ½ pulg. a ¾ pulg. de alto. Véase el ejemplo en la Figura 2

abajo. Permita que el sellador se asiente y cure durante aproximadamente 5 minutos. De

nuevo, tenga cuidado de no tocar o sellar el área que se replicará.

Figura 2 – Formación de un dique alrededor del área que se replicará

4. Proceda con la replicación, transfiriendo los líquidos de las botellas numeradas de solución al

vaso provisto. Vacíe lentamente la Solución #1 dentro del área que se replicará, Véase la

Figura 3, abajo. Después de 5 minutos, retire la Solución #1 del área de replicación.



5. Para retirar las soluciones de replicación de esta área, use las pipetas desechables incluidas.

Véase la Figura 4, abajo. Una vez retiradas, regrese cada solución a las botellas respectivas.

Repita las transferencias de solución usando el orden siguiente de soluciones y los tiempos

correspondientes en minutos:

Figura 3 Vacíe con cuidado la solución apropiada en el área que se replicará.

Figura 4 Retire el fluido del área de replicación, usando las pipetas desechables.



# / Nombre de la Solución Tiempo (minutos)

1. Fijador PBS 5

2. Enjuague PBS 5

3. Enjuague con Agua DI 5

4. ETOH al 25% 5

5. ETOHal 50% 5

6. ETOH al 75% 5

7. ETOH al 95% 5

8. Blanco de LR al 30% 15



11. Blanco de LR al 100% + Catalizador 15

*Nota: No se requiere mezclado sino hasta el paso #11; en este momento, el

usuario debe agregar 1 gota de catalizador para cada 10 ml de Solución de

Blanco de LR usado. El último paso debe producir una réplica de ¼" a ½"

de profundidad.

Deje que el material de réplica se endurezca durante 15 minutos antes de manejarlo. No mueva

ni prepare el tubo para envío, etc. NO QUITE LA ENCAPSULACIÓN ENDURECIDA DEL

TUBO. Envíe el tramo de tubo que contiene la encapsulación al laboratorio seleccionado.

Manejo y Envío de Cortes de Tubo Para minimizar los cambios de condiciones dentro del tubo, el corte(s) debe enviarse vía servicio

de entrega de 24 horas. Notifique al personal apropiado que el tubo se está enviando y la fecha

estimada de llegada.

Curso sobre Corrosión Interna Capítulo 3 Remediación de la Corrosión Interna

Remediación de la Corrosión Interna 3:1

Manual del Curso sobre Corrosión Interna en Tuberías © NACE International, 2003 Julio 2007

REMEDIACIÓN DE LA CORROSION INTERNA Al concluir este capítulo el estudiante debe poder:

• Explicar los tipos diferentes de remediación de la corrosión.

• Identificar los diversos regímenes de operación para la selección del inhibidor.

• Identificar las diversas condiciones operativas que influyen en la selección de los tipos de diablos de limpieza usados.

• Describir el papel de los recubrimientos internos y protección catódica en la remediación.

• Reconocer las estrategias de diseño de instalaciones que pueden usarse para minimizar la corrosión interna.

Introducción

Los métodos de remediación de la corrosión interna incluyen:

• tratamiento químico con biocidas e inhibidores de corrosión

• mantenimiento de instalaciones, incluyendo el uso de diablos de limpieza, limpieza de las trampas de humedad, barrido de las líneas y válvulas de drene

• el uso de recubrimientos internos

• el uso de protección catódica (PC) para la protección interior de tanques; y

• consideraciones de diseño de la instalación.

También es posible reducir o prevenir la corrosión minimizando la entrada de agua y limitando los niveles de gases potencialmente corrosivos (es decir, dióxido de carbono [CO2], sulfuro de hidrógeno [H2S] y oxígeno [O2]). Se establecen las normas de calidad



el gas y de líquidos en parte para minimizar la corrosión interna. Sin embargo, no puede determinarse la corrosividad del gas de la tubería exclusivamente a partir de las normas de calidad del gas. Las alteraciones al sistema pueden causar condiciones corrosivas por periodo de tiempo que posiblemente pueden iniciar la corrosión interna. Debido a la naturaleza compleja de, y a la interacción entre, los componentes que forman el gas (ej., O2, CO2, H2S, etc.) y los líquidos acuosos (ej., cloruro, bacterias, etc.), ciertas combinaciones de estas impurezas pueden influir, si existe una condición corrosiva. Los gases, los líquidos y las condiciones de operación se supervisan y monitorean sobre una base individual para evaluar con precisión los efectos de su presencia y/o ausencia en la tubería.

Antes de poder seleccionar apropiadamente un programa de remediación, el operador debe determinar primero la proporción (o severidad) de la corrosión y el mecanismo de corrosión. Es importante asegurar que el programa de monitoreo refleje el ambiente corrosivo antes de seleccionar una estrategia. También es importante reconocer que la selección inadecuada o la aplicación errónea de las medidas de remediación pueden causar que el ambiente interno se vuelva corrosivo.

Tratamiento Químico

El tratamiento químico para el control de la corrosión en la mayoría de los sistemas de gas naturales por lo general incluye el uso de biocidas e inhibidores de corrosión. Este curso no presenta otros tratamientos químicos para controlar incrustaciones, emulsiones/espuma, y para la prevención de hidratos.

Cuando se considera un nuevo químico, se recomienda que el vendedor suministre lo siguiente:

• hoja de datos de seguridad del material (HDSM)

• hoja de datos técnicos

• estabilidad de la temperatura (ambiente a máxima de 180°F [82°C])

• información sobre compatibilidad (corrosividad para los aceros, materiales selladores y otros químicos de tratamiento [ej., biocidas]) y/o resultados de pruebas e historias de caso

• pruebas de rendimiento



• partición del inhibidor de corrosión, pruebas de corrosión (ej., ciclo del flujo, autoclave y/o otros, según sea el caso)

• resultados de pruebas de exterminio con biocida

• matriz completa de precio.

Cómo se Usan los Químicos

Los químicos pueden aplicarse:

• por descargas (es decir, volúmenes grandes inyectados en una sola vez)

• inyección continua (a la velocidad prescrita).

La elección de un método de aplicación es una función del tipo de inhibidor. Los inhibidores tipo amina, formadores de película, se adsorben en la capa del producto de la corrosión y tiene grados variables de vida de la película. Otros tipos de inhibidores interactúan químicamente con la superficie del metal y deben aplicarse sobre una base continua.

Un ejemplo del tratamiento por descargas (lotes) en una tubería es cuando una cantidad dosificada de químico se coloca entre dos diablos con el propósito de formar una película en la circunferencia de la pared del tubo.

La aplicación continua se usa con frecuencia en ambientes que requieren una concentración constante de inhibidor residual en los líquidos existentes.

Otras Influencias sobre el Rendimiento del Inhibidor de la Corrosión

La utilidad y eficacia del tratamiento químico son afectados por numerosas condiciones como temperatura, velocidad, solubilidad y compatibilidad con otros químicos.

Efecto de la Temperatura Existe un acuerdo muy difundido de que la efectividad de los químicos normalmente se ve influenciada de manera adversa por los incrementos de temperatura. El grado al que la temperatura afecta la eficacia química a menudo sólo puede determinarse después de las pruebas en el medio corrosivo real y una vez que se estudian las condiciones de



operación. En algunos casos, los límites máximos de la temperatura de operación para el tratamiento de químicos se conocen bien. El factor de la temperatura siempre es importante y siempre es una consideración de diseño.

Efectos de la Velocidad

Los efectos de la velocidad son importantes en la inhibición, sobre todo cuando se consideran con relación al rendimiento. El rendimiento de los químicos puede verse afectado adversamente por la velocidad alta. Por otro lado, el rendimiento de ciertos químicos puede verse afectado de manera adversa por la velocidad baja, debido a la solubilidad baja. Seleccione los inhibidores con base en las condiciones de operación a las que verdaderamente ocurre la corrosión interna en la tubería.

Solubilidad Todos los químicos líquidos inhibidores de la corrosión pueden clasificarse según sus características de solubilidad en agua y aceite, así como su capacidad de dispersión. Estas características son importantes por varias razones. Muchas técnicas de tratamiento requieren diluir el químico en un solvente apropiado (agua, condensado, queroseno, etc.) antes de la aplicación. Un químico se considera soluble en solvente si la mezcla de químico-solvente permanece transparente. Un químico se considerado dispersable en un solvente si puede dispersarse en el solvente con la agitación moderada de la mano. La dispersión del químico en el solvente puede separarse rápidamente o puede permanecer dispersado de manera uniforme en el solvente por periodos largos de tiempo. Dependiendo de la composición química del solvente, el químico puede ser parcialmente soluble y dispersable en un sistema de solvente específico.

Compatibilidad con otros Químicos La compatibilidad de los químicos para tratamiento de la corrosión con otros productos por lo general no es un problema si dos o más químicos están presentes en concentraciones de unas cuantas ppm. Sin embargo, en algunos casos, dos o más químicos reaccionarán entre sí, anulando su efectividad o causando problemas operativos. El usuario quizás desee mezclar varios químicos para poder usar una sola bomba de químicos para la inyección. Muchos químicos del campo petrolero no son compatibles con otros productos, debido a las variaciones en el sistema de solvente, el tipo de químico, etc. Compruebe la compatibilidad de los químicos antes de usarlos.

Biocidas

Para controlar eficazmente la corrosión inducida microbiológicamente (MIC), dirija los biocidas hacia la fuente original de bacterias en lugar de tratar todo el sistema. Evalúe todas las fuentes de líquidos para detectar la presencia de bacterias y determinar si la



MIC es un problema. Recuerde que la presencia de bacterias por sí sola no indica que esté ocurriendo la MIC.

Clasificaciones de Biocidas Los biocidas puede clasificarse ampliamente en oxidantes y no oxidantes. Los oxidantes son agentes de amplio espectro que normalmente se usan en aplicaciones que no son de campos petroleros (ej., tratamiento de agua) e incluyen productos clorinados, productos oxigenados y productos bromados. Los no oxidantes son más específicos y menos corrosivos que los biocidas oxidantes. Son más comunes para operaciones de campos petroleros y pueden agruparse ampliamente por su modo de acción en los inhibidores metabólicos y los agentes activos de la superficie.

Los inhibidores metabólicos dañan las estructuras de las enzimas y de la proteína e inhiben el transporte de nutrientes u otras moléculas, y afectan otros procesos metabólicos. En esta clase de agentes no oxidantes se incluyen:

• aldehídos (formaldehído, glutaraldehído)

• sales de fosfonio cuaternario (THPS)

• compuestos de sulfuro (isotiazolina, carbamatos, metronitazola).

Los agentes activos de superficie son productos orgánicos con grupos funcionales que se unen a las superficies de la célula. Estos agentes alteran o destruyen las membranas de la célula y sus paredes o afecta la capacidad de la célula de regular su ambiente interior. En esta clase de no oxidantes se incluyen:

• aminas formadoras de película (diaminas o cuaternarios)

• surfactantes (por lo general no son muy biocidas así que se usan junto con otros productos biocidas para ayudar a romper o remover las biopelículas e incrementar la dispersabilidad o penetración del biocida).

Criterios de Selección y Evaluación Simular las condiciones de campo para evaluar el rendimiento del biocida puede ser difícil o imposible. El aparato de prueba más fiable es el ambiente de operación. Ninguna fuente de información debe ignorarse para evaluar los aditivos o variables del proceso. Pueden obtenerse datos muy valiosos si se mantienen registros diarios detallados sobre el rendimiento del equipo. Las pruebas de laboratorio sobre exterminio de consorcios artificiales (combinando cepas de laboratorio de varios tipos de bacteria) o las



comunidades naturales recuperadas de los sistemas reales del campo petrolero se usan para evaluar los productos biocidas potenciales para las pruebas de campo. Las pruebas de campo incluyen evaluación de la efectividad del biocida en las bacterias planctónicas (y sirven como tamizado adicional), pero no indican con precisión la efectividad en poblaciones sésiles (es decir, biopelículas) a menos que se evalúen las bacterias sésiles. Pueden usarse cupones como indicador final de la efectividad del biocida para indicar el ataque microbiano de superficies de metal. Típicamente, un cupón se instalaría corriente arriba de un sistema de inyección y otro cupón se pondría corriente abajo por el periodo de tiempo suficiente prescrito. Los cupones se analizarían entonces para determinar la eficacia del tratamiento.

Métodos de Aplicación de Biocidas Cuando se sabe que los líquidos son transportados, se recomienda el método de aplicación por inyección continua de químico, ya que el químico se distribuye bien por toda la tubería. Las concentraciones de dosificación típicas van de 50 a 250 ppm (dependiendo de la corrosividad y del químico) en la fase líquida deseada. Si el producto se dispersa en agua (es decir, diseñado para preferir la fase de agua en lugar de la fase de hidrocarburo), la proporción de inyección debe basarse en el volumen de agua.

Cuando se transportan niveles muy bajos de líquidos libres con el gas, el tratamiento por lotes ya sea en la forma de descargas o entre los diablos (convencionales o de sacrificio) se recomienda normalmente para ayudar a suministrar el químico corriente abajo. Los diablos de limpieza de sacrificio por lo general son diablos de hule espuma que no están diseñados para recuperarse intactos después de viajar por toda la tubería.

Inhibidores de Corrosión

Los inhibidores de corrosión mitigan la corrosión ya que se adsorben a las superficies de metal. Sin embargo, algunos inhibidores de corrosión y portadores como los alcoholes pueden servir como fuente de alimento para algunas bacterias y pueden fomentar su crecimiento. Por consiguiente, un programa eficaz de inhibición de la corrosión requiere la selección apropiada del inhibidor para las características operacionales del sistema. El tratamiento químico con surfactantes o dispersantes puede ser necesario para sistemas contaminados con biopelículas y/o sólidos. También puede requerirse la limpieza con taco. Los sólidos acumulados pueden producir corrosión bajo el depósito y pueden crear un ambiente favorable para el ataque localizado, incluyendo MIC.

Clases Básicas de Inhibidores Es difícil de determinar las diferencias en los productos de inhibición de la corrosión ya que los nombres comerciales y etiquetas no reflejan la composición. Existen muchos nombres comerciales para productos esencialmente similares, y la mayoría de los



productos es una mezcla de varios ingredientes activos. La mayoría de los componentes de los inhibidores de corrosión pueden clasificarse como:

• amidas/imidazolinas

• sales de nitrógeno que contienen moléculas con ácidos carboxílicos

• cuaternarios de nitrógeno

• aminas, amidas e imidazolinas oxialquilatadas de espuma

• heterocíclicos de nitrógeno y compuestos que contienen fósforo, sulfuro y oxígeno.

Una distinción importante entre los inhibidores es su solubilidad (si son solubles solamente en aceite o si son solubles en aceite y dispersables en agua). Seleccione estos productos sólo después de revisar detalladamente el ambiente en el que se usarán. Por ejemplo, los productos solubles en aceite y dispersables en agua por lo general actúan mejor cuando puede mantenerse un mezclado suficiente debido a las velocidades de flujo.

Fundamentos de los Mecanismos del Inhibidor La mayoría de los inhibidores forma algún tipo de película en la superficie del metal protegida. Los mecanismos a través de los cuales funcionan los inhibidores puede describirse mejor como sigue:

• adsorción para formar una película delgada en la superficie de un material corrosivo

• cambiar las características de la película del producto de corrosión para hacerla más protectora.

A veces ocurren más de uno de estos efectos. Estos mecanismos cubren la mayoría de los efectos observados y forman la base para el trabajo experimental hacia el desarrollo de inhibidores así como las estrategias para su uso.

Criterios de Selección y Evaluación Los criterios para seleccionar un inhibidor de corrosión son:

• la capacidad de suministrarse a lugares corrosivo

• la capacidad de evitar la corrosión presente en esos lugares

• compatibilidad con el proceso y operaciones existentes



• precio.

Los productos a elegirse son evaluados por la información proporcionada por un vendedor y mediante pruebas (tanto en laboratorio como en campo).

Partición Toda corrosión presente será humectada con agua en presencia de una mezcla de hidrocarburo/agua. Por consiguiente, es deseable que un inhibidor de corrosión se divida en la fase de agua. Es importante considerar que la partición de inhibidores solubles en aceite/dispersables en agua puede depender del pH del agua. En presencia de condensado, los inhibidores de corrosión solubles en aceite pueden emulsificar el agua presente, manteniendo las paredes de la tubería humedecidas con aceite e inhibiendo por lo tanto la corrosión. Los tratamientos por lote no dependen de la partición ya que el inhibidor se suministra a la tubería a través de su propio portador.

Compatibilidad Al seleccionar un inhibidor de corrosión, conozca su nivel de compatibilidad con otros procesos. Algunos inhibidores tienden a causar problemas de emulsión y espuma y por lo tanto se suministran con aditivos para prevenir estos efectos. También considere la compatibilidad de un inhibidor con los sellos, revestimientos o diafragmas ya que algunos inhibidores pueden disolver ciertos materiales de elastómero. Además, considere la estabilidad del inhibidor a temperaturas mayores que 180°F (82°C).

Pruebas de Laboratorio Se recomiendan pruebas de laboratorio por evaluar nuevos inhibidores candidatos. El propósito de las pruebas de laboratorio es determinar la efectividad relativa entre los productos, incluyendo la concentración requerida para la protección, el comportamiento de partición y la efectividad en ambientes agresivos.

Una prueba común de laboratorio se realiza sobre un banco con CO2 al 100% burbujeado por toda la solución de prueba a presión atmosférica. A veces se coloca una muestra de metal en la fase de agua, y se agrega un nivel variado de inhibidor a una fase de hidrocarburo. Esta prueba a veces se usa para indicar si el químico se divide al agua e inhibe la corrosión a una concentración mínima. Es una prueba cualitativa, pero todo químico que falle esta prueba no debe considerarse para aplicación en campo o ensayos en campo.

Existen pruebas de laboratorio más sofisticadas para evaluar mejor el rendimiento del inhibidor en lo que se refiere a las características de campo pertinentes.



Evaluación y Monitoreo en Campo Un nuevo inhibidor candidato que ha aprobado las pruebas de laboratorio debe evaluarse en campo a escala pequeña utilizando herramientas de monitoreo de la corrosión. Es importante seleccionar un lugar que represente con precisión el sistema en cuestión y que tener suficiente capacidad de monitoreo. El lugar de monitoreo debe ser corriente arriba para tratamientos por lote y corriente abajo para tratamiento continuo.

Métodos de Aplicación La aplicación de los inhibidores de corrosión puede realizarse con tratamientos por lote o por inyección continua. Los tratamientos por lote no requieren mantenimiento de una bomba de inyección y cubren toda la circunferencia de la tubería con un inhibidor de corrosión que normalmente no se dispersa en la fase de agua. Los tratamientos continuos aseguran que el tratamiento no se interrumpa y usan inhibidores de corrosión diseñados para dividirse en la fase de agua. Otra opción para gas no saturado es utilizar a un portador no volátil para inhibición continua.

Cuando se transportan niveles muy bajos de líquidos libres con el gas, se recomienda por lo general el tratamiento por lotes ya sea en la forma de descargas o entre los diablos (convencionales o de sacrificio).

Cuando se transportan volúmenes importantes de líquidos, se recomienda el método de aplicación por inyección continua de químico. Las concentraciones típicas van de 50 a 250 ppm (dependiendo de la corrosividad y del químico) en la fase líquida deseada. Si el producto se dispersa en agua, la proporción de inyección debe basarse en el volumen de agua.

Control de la Calidad Los pasos siguientes pueden asegurar que el producto entregado cumple con las especificaciones:

1. Obtenga un certificado de análisis (CA) para cada embarque para verificar que el producto cumpla con las especificaciones.

2. Obtenga una muestra del envío y verifique algunas de las especificaciones para ver si cumplen con los valores incluidos en el CA.

3. Retenga una muestra del envío para pruebas futuras si tiene problemas con el producto durante el uso.



Existen varias pruebas sencillas para asegurar que cada entrega sea el mismo producto que se especificó inicialmente. Se recomienda considerar una o más de estas pruebas para las entregas subsecuentes del producto especificado. En orden de complejidad, son:

• gravedad específica (es decir, densidad)

• apariencia (ej., color, sedimento, separación de fase)

• pH en agua desionizada al 50%

• pulverización (ej., ASTM D-96)

• comparación pico principal de IR

• absorción ultravioleta.

Tasas de Dosificación Como se describió antes, la mayoría de los químicos para remediación son solubles en hidrocarburo y/o en líquidos de agua que se transportan. Típicamente se recomiendan químicos para inyección a una concentración en partes por millón (ppm). Calcule la cantidad apropiada estimando o determinando los volúmenes líquidos reales y usando la ecuación siguiente.

Galones de químico = 42 gal/barriles X barriles X tasa de tratamiento en ppm 1,000,000



Mantenimiento de las Instalaciones

Los recipientes, tanques, líneas de descarga, etc. debe recibir servicio en una base periódica. La remoción periódica de biocapas acumuladas, depósitos y líquidos reducirá la probabilidad de corrosión MIC o subdepositada.

Limpieza con Taco La limpieza con taco puede ser un método eficaz para remover líquidos y sólidos acumulados en una tubería. Los programas de la limpieza con taco por lo general se basan en la cantidad de material acumulado en la línea y empujado hacia afuera en cada evento de limpieza con taco.

A través de las diferentes etapas de la vida de una tubería, el tipo y frecuencia de la limpieza con taco varía al igual que los tipos de diablos (ej., esferas, raspadores, cepillo) que se usan.

Algunas tuberías no pueden limpiarse con taco porque no tienen capacidades de lanzamiento/recepción o porque tienen encogimientos interiores o cambios de diámetro. En algunos casos hay líneas donde los diablos deformables o de sacrificio (ej., espuma) pueden permitir la limpieza o barrido de un tramo de tubo pesar de la constricción mecánica.

Hay varias razones para limpiar con taco una tubería. Un operador puede optar por pasar un taco para verificar la ovalidad de la tubería. Después de limpiar la tubería, se usan los diablos para las pruebas hidrostática, el drenado y secado.

Cuando la tubería está en servicio, los operadores a menudo limpian con taco la línea para mantener la eficacia de la línea y ayudar en el control de la corrosión, eliminando líquidos/sólidos que pueden acumularse en lugares bajos de la tubería. Los diablos también se usan para tratamiento por lote con químicos.

La limpieza preinspección antes de operar una herramienta de inspección en línea (IEL) (véase abajo) no sólo requerirá que la tubería está limpia sino también que se pase un taco simulado para asegurar que la herramienta de IEL pasará por la línea. En ciertas condiciones, las tuberías pueden requerir limpieza química. Para determinar la integridad o pérdida de metal en una tubería, puede usarse una herramienta de IEL.



Tipos de Diablos Los diablos de limpieza pueden dividirse en dos categorías generales; taco de limpieza para limpieza "en corriente" e IEL, o "taco inteligente", herramientas para pérdida de metal y corrosión.

Los diablos de limpieza convencionales se describen por lo general como diablos de limpieza para eliminar líquidos/sólidos acumulados en las paredes de la tubería. También se usan taco de limpieza junto con tratamiento químico de la tubería.

Diablos de Hule Espuma

Estos diablos se fabrican de espuma de poliuretano. El hule espuma viene en varias densidades, de ligera a pesada. Las ventajas de los diablos de hule espuma es que son comprimibles, expandibles, de peso ligero y flexibles.

Diablos de Mandril

Los diablos de mandril tienen un cuerpo de metal (acero o aluminio) y están equipados con sellos (cucharón o discos raspadores) para brindar la presión diferencial para impulsar el taco en la tubería. Una ventaja de los diablos de mandril es que pueden ser un taco limpiador, un taco de sellado o una combinación de ambos.

Diablos de Limpieza

Se diseñan diablos de limpieza para eliminar sólidos o líquidos acumulados y residuos en la tubería, aumentando la eficacia y posiblemente reduciendo los costos de operación.

Diablos de Dosificación

Los diablos de dosificación se usan para aplicar químicos, como inhibidores de corrosión o biocidas.



Diablos Medidores

Los diablos medidores se usan después de construir la tubería para determinar si hay alguna obstrucción en la tubería. Aseguran que la ovalidad de la línea se encuentre dentro de la tolerancia aceptada.

Diablos Colados Sólidos

Los diablos colados sólidos son sumamente eficaces para eliminar condensado y agua de los sistemas de gas húmedo y el controlar el producto de la corrosión acumulado en las tuberías.

Esferas

Las esferas normalmente se usan para eliminar líquidos de los sistemas de gas húmedo, dosificación de químicos de corrosión en tuberías, y pruebas hidrostáticas, purga posterior a la rehabilitación de la tubería o nueva construcción. Las esferas son en general fáciles de manejar, y pueden abrirse paso en vueltas de radio corto de 90 grados, curvas irregulares y codos.

Trampas de Humedad Las trampas de humedad están diseñadas para acumular líquido. Algunos diseños de flujos preferencialmente acumulan agua. La efectividad de las trampas de humedad depende de los parámetros y ubicación de las operaciones. Los líquidos en las trampas de humedad deben eliminarse en una base programada. Existe una amplia variedad en los diseños de trampas de humedad, y hay poco acuerdo general con respecto del diseño y mantenimiento de las mismas.

Barrido de la Tubería El uso del barrido de las tuberías, aumentando la velocidad del flujo en la tubería en los cruces de río y depresiones principales en una base periódica puede reducir la acumulación de líquidos y sólidos arrastrados. La efectividad del barrido de la línea para un sistema particular debe ser evaluada mediante modelado del flujo. Tenga cuidado de evitar problemas de corrosión que podrían resultar de las operaciones de barrido a velocidades excesivas.

Recubrimientos para Corrosión Interna Los recubrimientos diseñados para proteger contra la corrosión representan otra línea de defensa contra el ataque corrosivo de tubos de acero al carbón. Considere lo siguiente al usar un sistema de recubrimiento interior:



• La presencia de defectos del recubrimiento puede requerir el uso de inhibidores en ambientes corrosivos.

• Los diablos de limpieza pueden dañar el recubrimiento, y la introducción de diablos de inspección puede ser difícil.

• Para tubo nuevo, considere que los recubrimientos interiores pueden resultar dañados por el calor asociado con la soldadura.

• Los recubrimientos aplicados para eficiencia de flujo típicamente no proporcionan protección contra la corrosión.

Protección Catódica Se recomienda la protección catódica (PC) para los fondos de recipientes y tanques (es decir, la fase de agua) en combinación con recubrimientos; esto debe realizarse aun si se ha agregado un inhibidor de corrosión. La PC no es práctica para el interior de un tubo debido a la distribución deficiente de la corriente. Recuerde que la protección catódica aplicada externamente no evita la corrosión interior.

Diseño de las Instalaciones

A veces puede controlarse eficazmente la corrosión interior en sistemas con rasgos que permiten el servicio periódico para prevenir la acumulación de sólidos y líquidos. Los lanzadores y receptores de limpieza con taco permiten limpiar las líneas. Los diseños de instalaciones que permiten al personal controlar las variables operativas (diferenciales de presión, velocidad, frecuencia de descarga, etc.) brindan flexibilidad mayor para mantener los sistemas con impacto mínimo en las operaciones. Además, el uso de sistemas de deshidratación de gas puede minimizar la entrada de agua a los sistemas. En casos extremos, pueden reducirse los niveles altos de H2S o CO2 usando sistemas de tratamiento para su remoción específica.

En ciertas situaciones, las trampas de humedad en las tuberías pueden ser un método de diseño eficaz para eliminar los líquidos de la tubería. Si es posible, considere tomar provisiones para una limpieza y mantenimiento rutinarios.

Curso sobre Corrosión Interna Capítulo 4 Manejo de la Integridad de la Corrosión Interna

Manejo de la Integridad de la Corrosión Interna 4:1


Manejo de la Integridad Al terminar este capítulo, el alumno debe poder:

• Describir los cuatro pasos requeridos para realizar una evaluación directa de la corrosión interna (EDCI)

• Reconocer los factores asociados con los parámetros de operación usados en el árbol de decisiones de la corrosión interna, incluyendo el papel del Código de Reglamentos Federales de los EE.UU. (CFR por sus siglas en inglés), Título 49 “Transportación de Gas natural y Otros Gases por Medio de Tuberías: Norma Federal de Seguridad Mínima”, Parte 192.4752

Introducción La integridad, hablando de tuberías, es una característica que implica que un sistema de tuberías es confiable y capaz de realizar las tareas para las cuales fue diseñado, de manera segura. Además, el término también puede relacionarse con el cumplimiento de las tuberías con los reglamentos aplicables y las normas que rigen su diseño, operación y mantenimiento. La integridad es un concepto amplio que va más allá de meramente cumplir con los requisitos prescritos. El manejo de la integridad de las tuberías describe un proceso que se usa para asegurar la operación continua de una manera segura y cumplir con todas las normas aplicables. El proceso general por lo regular incluye 1) desarrollar un plan, 2) evaluar las condiciones, 3) hacer reparaciones o disminuir riesgos, y 4) monitorear y revisar.

Aunque este capítulo describe muchos aspectos importantes del manejo de la integridad, así como temas reglamentarios relevantes, asegúrese de consultar los códigos y normas vigentes que regulan la operación y mantenimiento de tuberías cuando se desarrollan planes de integridad.

Sucesos recientes han destacado el hecho de que el control de la corrosión interna es una parte crítica de cualquier programa de integridad de tuberías. Se ha elevado la conciencia de la importancia del manejo de la integridad de la corrosión interna como resultado de estos incidentes en tuberías y de las respuestas gubernamentales consecuentes. Por ejemplo, en el 2000, la Oficina de Seguridad de Tuberías de la Secretaría de Transporte de los EE.UU. publicó un boletín1 para los propietarios y operadores de sistemas de tuberías de transmisión de gas natural, aconsejándoles revisar sus programas de control de corrosión interna. El boletín exhorta a los propietarios y operadores de transmisión de gas a revisar por completo sus programas de manejo de la corrosión interna y sus operaciones, en especial, los siguientes componentes:

• Revisión de los procedimientos de prueba para determinar la existencia o severidad de la corrosión interna asociada con sus tuberías. Los métodos comunes para monitorear la corrosión interna son las cupones de pérdida de peso; radiografías;



pruebas de la química del agua; instrumentos de inspección en línea; y sondas eléctricas, galvánicas, de resistencia y de hidrógeno.

• Preste especial atención a las condiciones específicas, que incluyen las características de flujo; ubicación de la tubería (en especial las trapas de humedad, extremos muertos y depresiones, que son segmentos en línea que no se limpian con taco u otros métodos, accesorios y/o “conexiones perforadas” que podrían afectar el flujo del gas; temperatura y presión de operación; contenido de agua; contenido de dióxido de carbono (CO2) y de sulfuro de hidrógeno (H2S); presión parcial del CO2; presencia de oxígeno y/o bacterias; y depósitos de sedimentos).

• Revise las condiciones de los segmentos de la tubería corriente abajo de los campos de producción y almacenamiento de gas.

• Revise las condiciones de los segmentos de tubería con puntos bajos, curvaturas bruscas, cambios repentinos de diámetro y accesorios que restrinjan el flujo o la velocidad.

A finales de 2002, se pusieron en marcha nuevas regulaciones federales para el manejo de la integridad2 de tuberías de líquidos en EE.UU. Las actividades de elaboración de normas similares estaban llegando a su fin para las tuberías de gas. Las normas del manejo de la integridad se aplican a los tramos de tuberías definidas por código como áreas de grandes consecuencias (HCAs por sus siglas en inglés), las cuales incluyen áreas muy pobladas, vías navegables mercantiles, áreas ambientalmente sensibles, etc. En la actualidad, se les pide a los operadores de tuberías de líquidos que desarrollen un programa de manejo de la integridad que incluya los siguientes componentes:

• Un proceso para identificar secciones de tuberías que estén dentro de la categoría HCA.

• Un plan de valoración de líneas de referencia que describa métodos de evaluación y un programa de inspección.

• Un proceso para el monitoreo continuo de los datos de evaluación de la integridad.

• Un proceso que integre todos los datos de la integridad de las tuberías.

• Criterios de reparación para problemas encontrados en la evaluación de la integridad.

• Un proceso para identificar y evaluar las medidas de protección y remediación usadas.



• Métodos para medir la efectividad del programa.

• Revisión de los resultados del programa por personal cualificado.

Las nuevas normas describen los requerimientos de tiempo específicos para el desarrollo de los planes y los programas de inspección, realizar las inspecciones y hacer cualquier reparación necesaria. Dada la extensa infraestructura de tuberías de EE.UU., los recursos disponibles que se pueden usar para la inspección y reparación, así como la necesidad de continuar con la transportación de gases y líquidos, sólo se puede realizar cierta cantidad de trabajo cada año. Por lo tanto, el trabajo de inspección se debe clasificar de acuerdo al nivel de riesgo involucrado en cada caso.

Sin importar que tan buenos sean los planes y programas de inspección, no se pueden eliminar por completo las probabilidades de una fuga de la tubería o de una avería. Siempre habrá un nivel de riesgo asociado con cualquier actividad. Algunos factores presentan un riesgo mayor para la integridad o podrían resultar en consecuencias más severas que otras en caso de alguna fuga o falla. Por ejemplo, las consecuencias potenciales de una ruptura en una tubería de gas natural de presión alta, de 30 pulg. (76cm) de diámetro ciertamente son mayores a las de una tubería de baja presión de 4 pulg. (10cm) de diámetro. Algunos factores de riesgo se deben considerar como parte de la evaluación de la integridad, incluyendo:

• resultados de evaluaciones de la integridad previas y la sensibilidad de métodos de inspección previos

• calibre del tubo, material, fabricante, tipo y condición del recubrimiento, y tipo de costuras

• historial de fugas, de reparaciones, de protección catódica y de corrosión interna

• producto transportado

• tensión de operación (presión, residuos, efectos del suelo)

• actividades en el área (potencial de daño externo)

• ambiente local, terreno

• riesgos geotécnicos

• soporte físico –construcción especial (cruce de aire)



• vías entre las tuberías y las HCA cercanos

• fuerzas naturales potenciales

• efectos en los clientes en caso de paro de la tubería

• tiempo transcurrido desde la última inspección

• edad del tubo

• ubicación del tramo de tubo relativa a la habilidad del operador para responder en caso de alguna falla.

La lista anterior no incluye todo, sin embargo, ayuda a ilustrar el nivel de detalle que debe considerarse en un programa de manejo de la integridad. A cada uno de estos factores de riesgo se les dará cierto “peso” con relación a cómo contribuyen al riesgo general y a la prioridad de inspeccionar determinado tramo de un tubo. La determinación del riesgo relativo de cada factor requiere una examinación cuidadosa y un entendimiento completo de cómo este riesgo relativo puede contribuir al riesgo general. La corrosión interna es sólo uno de estos factores. Se espera que este curso le proporcione un mejor entendimiento de las condiciones que aumentan el riesgo de corrosión interna. Al tratar estas condiciones, uno puede empezar a reducir el impacto de la corrosión interna sobre la integridad general de una tubería.

Manejo de la Integridad de la Corrosión Interna El manejo de la integridad de la corrosión interna puede considerarse un subgrupo del proceso global del manejo de la integridad que acabamos de describir. Otros subgrupos incluyen la corrosión externa, el daño mecánico, el esfuerzo de operación, etc. El objetivo de esta sección es reducir el riesgo asociado con la corrosión interna. Hay otra lista similar de factores que impactan la integridad del sistema general que quizás impacten la probabilidad o el riesgo de corrosión interna. Algunos de estos factores son:

• naturaleza del producto transportado

• tasa/velocidad del flujo

• presencia de H2S ó CO2

• contenido de agua y punto de rocío

• elevación/ inclinación de la tubería

• recubrimiento interno

• calidad de soldadura/tipo de costura



• química del agua/microbiología

• si la tubería se puede limpiar con taco/es limpiada rutinariamente con taco

• conocimiento de corrosión interna previa:

– historial de remediación

– historial operativo

– condiciones físicas –temperatura, presión

– factores de diseño y construcción.

Una vez más, cada uno de estos factores puede contribuir más o menos al riesgo de corrosión interna en una situación dada. Depende del experto en corrosión evaluar y determinar si y cómo cada factor está involucrado para cada tramo de tubo que esté dentro del programa de manejo de la integridad. En la mayoría de los casos no es una tarea fácil, puesto que se deben recolectar y analizar una cantidad significativa de datos. Sin embargo, como se mencionó al principio de este capítulo, hay un proceso para el manejo de la integridad que también se puede aplicar de manera exitosa en el manejo de la corrosión interna. El proceso incluye:

(1) Desarrollar un plan: Identifique un plan detallado de qué datos serán recolectados y revisados para entender el riesgo de la corrosión interna.

(2) Evaluar las condiciones: Es probable que se requieran datos adicionales para

conocer el riesgo de corrosión interna. Una parte de este paso es una evaluación adicional del tubo en busca de corrosión interna existente. Si se encuentra corrosión, es muy importante determinar apropiadamente su causa.

(3) Disminuir el riesgo: Controlar los factores que contribuyen a la corrosión

interna –o disminuir por medio de tratamiento, limpieza u otros medios- quizás sea necesario para prevenir el daño por corrosión y reducir el riesgo asociado.

(4) Monitorear y revisar: Este es un paso vital que con frecuencia no recibe la

atención suficiente. El monitoreo debe tratar la efectividad de las medidas de remediación y la efectividad general del plan de integridad de la corrosión interna.

El manejo de la integridad de la corrosión interna proporciona sugerencias al programa global de manejo de la integridad. Para determinar qué tramos de tubo se deben inspeccionar primero, según el riesgo, muchos operadores usan un sistema de clasificación numérica para cada factor considerado. El total de los valores de clasificación para cada factor que contribuye determina el nivel total de riesgo relativo para un segmento de tubo. Por ejemplo, las presiones de operación menores a 100 psig se pueden clasificar como uno, entre 100 y 500 psig como dos, y arriba de 500 psig como tres. Un tubo sin recubrimiento



externo se puede clasificar como 10, un tubo con un recubrimiento de baja calidad como 5 y un tubo con un recubrimiento de buena calidad como uno. Cada operador debe determinar su propio sistema de clasificación basado en la experiencia y condiciones específicas de su sistema. Del mismo modo, se le debe asignar un sistema de clasificación a la corrosión interna, tanto en el plan global como en el plan de la integridad de la corrosión. El experto en corrosión necesitará crear su propio sistema de clasificación para los factores que contribuyen a la corrosión interna, de tal suerte que pueda proporcionar un número de clasificación de la corrosión interna al plan global de la integridad.

Con una gran cantidad de datos por revisar, el experto en corrosión enfrenta una tarea atemorizante sobre cómo decidir qué hacer en cada situación determinada. Además, es vital que las decisiones sean tomadas consistentemente y de manera que sean sustentadas técnicamente. El plan de manejo de la integridad de la corrosión interna debería identificar qué datos se requieren para tomar decisiones, cómo se obtienen dichos datos y qué condiciones imponen determinados niveles de acción. Este proceso en ocasiones puede describirse por medio del uso de un árbol de decisiones, que ayuda a las personas involucradas a visualizar las bases que sustentan las acciones.

Proceso del Árbol de Decisiones Un árbol de decisiones sobre corrosión interna (ADCI) es una herramienta para el manejo de la corrosión interna que se utiliza para ofrecerle una guía al personal de corrosión en las áreas de evaluación, investigación, remediación y monitoreo de la integridad de la corrosión interna. El árbol de decisiones presentado abajo está diseñado para su aplicación en las instalaciones de tubería jurisdiccional como no jurisdiccional de la Secretaría de Transportes (EE.UU.). Aunque el proceso ADCI está diseñado para ser directo e intuitivo, se asume que aquellos que utilicen esta herramienta estarán familiarizados con la operación y el mantenimiento de tuberías, sobre todo en lo que se refiere a la terminología de corrosión. El árbol de decisiones pueden aplicarse en varias formas que incluyen guías escritas, especificaciones o medios electrónicos. Finalmente, este ejemplo se brinda en particular para ilustrar el concepto y no debe utilizarse necesariamente como un proceso recomendado en cada situación. El proceso del árbol de decisiones aplicado por cada operador de tuberías deberá desarrollarse de acuerdo a cada caso individual de corrosión interna y también de acuerdo con las tecnologías disponibles en la compañía para la remediación y el monitoreo. La figura 4.1 muestra una descripción general del proceso del árbol de decisiones. La ilustración de todo este proceso, incluyendo las formas correspondientes para la recopilación de información, se presenta en el apéndice al final de este capítulo.



Figura 4.1 Resumen del Proceso ADCI

Evaluación de la Integridad

El segundo paso en el proceso del manejo global de la integridad es la evaluación de la integridad. En esencia, los métodos de evaluación seleccionados deben determinar si un tramo del tubo es adecuado para dar servicio de acuerdo a un conjunto dado de condiciones de operación. Dos métodos comúnmente utilizados para la evaluación de la integridad son las pruebas hidrostáticas y las herramientas de inspección en línea (IEL). Ambos métodos pueden identificar una variedad de defectos incluyendo la pérdida de pared debido a la corrosión. Un tercer método que también se presentará es la evaluación directa de la corrosión interna.

Pruebas Hidrostáticas Las pruebas hidrostáticas se realizan llenando una tubería con agua y elevando la presión a un nivel específico según los criterios de diseño y de presión de servicio. Este método supone que la línea puede funcionar sin problemas al nivel de presión máxima de operación (PMO) o menor, una vez que se han eliminado los defectos. Las pruebas hidrostáticas se ha aplicado durante mucho tiempo para establecer la integridad de la presión de las tuberías y otros componentes presurizados. Es un método relativamente sencillo y requiere de poca tecnología. Las pruebas hidrostáticas sólo ofrecen información sobre la integridad de la tubería al momento de la prueba.



Los aspectos a considerar para las pruebas hidrostáticas son los siguientes:

• La tubería debe estar fuera de servicio a fin de aplicar la prueba, lo cual provoca la suspensión del servicio.

• La prueba no ofrece información sobre defectos subcríticos; sólo identifica defectos que provocan una falla a la presión de la prueba hidrostática.

• Debe alimentarse un gran volumen de agua y descargarlo adecuadamente de acuerdo al reglamento ambiental.

• Al introducir agua a la tubería también se introducen electrólitos con los cuales se puede causar corrosión. Debe desecharse completamente toda el agua y la tubería debe dejarse secar antes de ponerla en servicio.

• Las pruebas hidrostáticas son un método destructivo, ya que los defectos se localizan al romperse la tubería o al gotear. Esto no es deseable en algunas tuberías que dan servicio en áreas de grandes poblaciones.

Al final de este capítulo se presenta un procedimiento para prueba hidrostática en el Apéndice 4B.

Herramientas IEL La IEL de tramos de tubos largos normalmente se realiza utilizando equipo instrumentado tipo taco. Las herramientas se pasan a través de la tubería controlando la presión diferencial de ésta una vez dentro de la tubería. Existen tres tipos de herramienta IEL que se utilizan para medir la pérdida de pared en las tuberías: las herramientas de resolución estándar y de alta resolución para la fuga de flujo magnético (FFM) y la herramienta de onda ultrasónica de compresión. La herramienta ultrasónica sólo puede utilizarse en un ambiente líquido.

Algunas ventajas de la IEL son:

• pueden inspeccionarse largos tramos de tubo en un periodo de tiempo relativamente corto

• se puede comparar el registro de información con los registros posteriores para

determinar si están creciendo las anomalías • es posible importar información al sistema de información geográfica (SIG) del usuario

y además es no es destructible.

Dos fuentes de información adicional sobre la IEL se encuentran en el Reporte 35100 del Comité Técnico de NACE, “Pruebas No Destructivas en Línea de Tuberías”, y la Práctica Recomendada de la Norma RP0102-2002 de NACE, “Inspecciones En Línea de Tuberías”.

A menos que una tubería ya esté diseñada y preparada para la IEL, la preparación para pasar la herramienta puede ser un procedimiento relativamente complicado. Considere lo siguiente si decide emplear la IEL:



• Deberán instalarse inyectores y receptores temporales o permanentes en la tubería.

• Las herramientas de FFM de baja resolución estándar por lo general no distinguen la corrosión interna de la externa por lo que no se sabe a ciencia cierta el tipo de pérdida de pared hasta que se excava y se inspecciona el tubo.

• La línea debe limpiarse para remover todo tipo de acumulación de incrustaciones, desechos y productos de la corrosión.

• Deben utilizarse herramientas de calibración y dimensionado para asegurar que la herramienta instrumentada pueda pasar de forma segura a través de hendiduras, codos, cambios de grosor en las paredes o válvulas. Con frecuencia justo antes del recorrido real se utiliza una herramienta “simulada” del mismo tamaño y peso que la herramienta original que se usará.

• Deben establecerse las ubicaciones de rastreo y de las marcas de referencia.

• Una vez que se ha pasado la herramienta IEL y que se ha recopilado y analizado la información, la calibración de las anomalías reales se realiza perforando secciones representativas y examinando sus características.

ICDA (Evaluación Directa de la Corrosión Interna) Aunque las pruebas hidrostáticas y la IEL pueden resolver varias clases de defectos, el ICDA es bastante específico para la evaluación de la corrosión interna en tuberías de transmisión de gas natural. Este proceso se desarrolló para tuberías de transmisión que normalmente están secas pero que pueden sufrir ocasionalmente alteraciones que introducen agua en ellas. La hipótesis principal del ICDA es que la examinación de la tubería en ubicaciones donde el agua líquida se acumularía brinda información que describe la condición de la línea en lugares corriente abajo. Aunque el ICDA no se aplica actualmente a los sistemas de gas líquido, la investigación en el área se dirige hacia este tema también. La metodología del ICDA es menos avanzada que las pruebas hidrostáticas y la IEL. Por lo tanto las dudas relacionadas a su aplicación están menos definidas.

El ICDA es un proceso de cuatro pasos que incluye: pre-evaluación, inspección indirecta, inspección directa y postevaluación. En la pre-evaluación, el primer paso, se recauda información sobre la tubería para determinar si es factible realizar el ICDA. El largo del tubo que se evaluará depende del número de entradas potenciales en un tramo dado. La evaluación indirecta, el segundo paso, utiliza modelos de flujo para lugares en donde el agua posiblemente se acumule en la tubería. Los cambios en la elevación del tubo en una distancia corta, como en un cruce de caminos, pueden ser buenas ubicaciones para determinar si realmente está ocurriendo la corrosión interna en la tubería, según los resultados del modelo de flujos. El tercer paso es la inspección directa de lugares donde es probable que ocurra la corrosión interna, según los resultados del segundo paso. En la mayoría de los casos se hará un examen detallado del tramo de tubería excavada utilizando técnicas radiográficas y ultrasónicas para determinar si hay pérdida de pared. Aunque a este paso se le llama “inspección directa” en realidad se trata, en la mayoría de los casos, de una



inspección indirecta ya que la tubería no se cortará. La postevaluación, el último paso, revisa la información recolectada en los tres primeros pasos para determinar la efectividad del proceso y decidir si se deberá re-evaluar la tubería.

Análisis de la Corrosión Una vez que se ha detectado la corrosión interna, es esencial entender por qué ocurrió a fin de controlar futuros problemas de corrosión y darle prioridad a futuros esfuerzos de inspección y remediación. Este hecho a menudo se omite una vez que se ha reparado un tubo. A menudo se asume que al reemplazar el tubo se ha resuelto el problema y que se puede continuar con la operación igual que siempre. Sin embargo este punto de vista es de poco alcance ya que el nuevo tramo de tubo puede corroerse igual que el tubo viejo. Este enfoque no es consistente con el manejo de la integridad. El análisis adecuado de las condiciones de la corrosión interna en la tubería ofrece información valiosa para el proceso global del manejo de la integridad y ayuda a prevenir futuros problemas. Efectivamente, lo más importante es la seguridad en el transporte de gas y líquidos pero mantener la integridad del sistema a largo plazo es el objetivo principal de todos los operadores. No se debe subestimar el valor de la investigación técnica sobre el manejo de la integridad de la corrosión interna. Este curso presenta muchas herramientas que se pueden utilizar en la investigación de las causas de la corrosión interna.

Planeación del Manejo de Riesgos de Corrosión Interna Se debe aceptar el hecho de que no se puede eliminar por completo la corrosión interna en las tuberías; el riesgo relacionado con la corrosión interna sólo puede manejarse hasta cierto nivel de seguridad e integridad. Así como hay riesgos de tener un accidente automovilístico al manejar al trabajo todos los días (lo cual sólo puede evitarse quedándose en casa) toda actividad conlleva algún nivel de riesgo. En efecto, determinar qué constituye un nivel de riesgo aceptable es un asunto complicado. El riesgo aceptable se determina de acuerdo con factores culturales, sociales, políticos y económicos, entre otros. Sin embargo, muchos operadores hoy en día buscan cómo reducir seriamente los riesgos asociados con la corrosión interna y otros factores.

El manejo del riesgo de la corrosión interna en tuberías puede dividirse en tres áreas principales: determinación del alcance de la corrosión, determinación de la causa de la corrosión y la remediación (control) de la corrosión. Detectar la corrosión interna es importante (mediante herramientas de IEL, pruebas hidrostáticas o el ICDA) para manejar la seguridad e integridad de las tuberías, pero también debe determinarse la causa principal de la corrosión con el fin de saber cómo remediar futuros problemas. Una vez que se han implementado métodos de remediación, deberá medirse y monitorearse su efectividad. Finalmente debe repetirse el proceso regularmente para reducir de manera continua el



riesgo de corrosión interna y sus consecuencias. Se muestra un diagrama de este proceso en la figura 4.2.

Figura 4.2 Proceso de Manejo de Riesgos de Corrosión Interna

Como se ha señalado en este capítulo se deben considerar muchos factores al intentar manejar el riesgo de corrosión interna de una tubería. Este manejo puede lograrse solamente mediante una planeación adecuada. El experto en corrosión tiene que involucrarse en todas las fases del desarrollo del plan y debe solicitar la asesoría de muchos otros individuos dentro de la compañía para que el plan funcione. La administración del riesgo es posible cuando se entiende y se aplica el proceso global.



Referencias 1. “Corrosión Interna en Tuberías de Gas” (Internal Corrosion of Gas Pipelines),

boletín de la Oficina de Seguridad en Tuberías de los Estados Unidos ADB-00-02, del 29 de agosto del 2000.

2. Código de Reglamentos Federales de los Estados Unidos (CFR) Título 49. “Estándares Mínimos de Seguridad Federal” (Minimum Federal Safety Standards) Parte 195 (Washington, D.C.: Oficina del Registro Federal, 2002).

Capítulo 4-Apéndice A Manejo de la Integridad de la Corrosión Interna 4A:1


Capítulo 4—Apéndice A Ejemplo de un Árbol de Decisiones de Corrosión Interna

Este ejemplo no es una garantía de métodos específicos, criterios o intervalos de acción.

a) ICDT 1.0 – Evaluación de la Integridad b) ICDT 2.0 – Investigación de Corrosión: Evidencia Directa c) ICDT 2.1 - Investigación de Corrosión: Evidencia Indirecta d) ICDT 2.2 - Investigación de Corrosión: Recolección de Datos para Remediación e) ICDT 2.3 - Investigación de Corrosión: Evaluación de Criterios de Corrosión f) ICDT 3.0 – Estrategia de Remediación: Seleccionar Método(s) g) ICDT 3.1 - Estrategia de Remediación: Selección del Químico h) ICDT 3.2 - Estrategia de Remediación: Monitoreo i) ICDT 4.0 – Frecuencia de la Evaluación j) Formato del Reporte de Recopilación de Datos k) Formato del Reporte del Plan de Remediación l) Formato de la Revisión Final del ADCI



Este ejemplo no es una garantía de métodos específicos, criterios o intervalos de acción
























Recolección de Datos de Remediación del ADCI Instrucciones: Según la evaluación actual ADCI, parece que se requieren medidas de remediación. La siguiente información a menudo es útil para determinar el mejor tipo de remediación de la corrosión interna para usarse en un sistema.

Identificación del Sistema Evaluado

Compañía División Arrea Operativa Línea / Instalación Ubicación Geográfica Otra Descripción

Recolección de Datos (responda lo más completamente posible) Datos Operativos

Análisis de Líquidos Libres

Presión típica pH en campo Temperatura típica Cloruros Tasa mínima de flujo Hierro Tasa máxima de flujo Sulfatos Tasa típica de flujo Manganeso ¿Sistema limpi. c/ taco? Sulfuro Si no, ¿puede adaptarse limpi. c/taco?

Bacteria viable–APB

Puntos muertos en el sistema (tramp. humed. tramos muertos)?

Bacteria viable–SRB

Modo de operación – temporal, continuo

Relac. hidrocarburo-agua

Veloc. promedio de flujo Alcalinidad Total Diámetro del tubo Sólidos presentes? Espesor Pared Tubo Tipo de sólidos: BBSL/D Hidrocarburo BBSL/D Agua B.S. y W.

Composición del Gas Tipo de Remediación

usada antes

Sulfuro de hidrógeno Biocida Dióxido de carbono Inhibidor Oxígeno Limpieza Contenido de agua Otro

Comentarios: Presentado por: Fecha:




Plan de Remediación del ADCI Instrucciones: El procedo ADCI ha determinado que este lugar es corrosivo. Llene este formato y envíe al ingeniero de corrosión para aprobación del plan de remediación. Conserve una copia del reporte para registro del área.

Identificación del Sistema Evaluado Compañía División Arrea Operativa Línea / Instalación Ubicación Geográfica Otra Descripción

Resumen de la Investigación (del Paso 2 del ADCI) Sí

No

Pregunta

1 ¿Han ocurrido fugas o fallas de corrosión interna en los últimos 12 meses?

2 ¿La inspección en línea mostró corrosión interna o crecimiento de corrosión interna?

3 ¿Hay evidencia de erosión o corrosión-erosión? 4 Para preguntas 1-3, ¿se documentó la causa de la corrosión? 5 ¿Se aplica actualmente remediación de la corrosión interna? 6 ¿Otra evidencia documentada de corrosión interna en este sistema? 7 ¿Se realizó investigación de corrosión (cupón o otro)?

Revisión Final de los Criterios (del paso 2.5 del ADCI) Sí No Evidencia del Cupón

Pérdida de peso > 1.5 mpa Proporción de Picadura > 5 mpa Erosión o erosión-corrosión confirmada Tipo Picadura SEM MIC o PM Y SEM Tipo A, B, o C Otra razón (indique):

Todas las Demás Formas de Evidencia de Corrosión

Pérdida de peso > 1.5 mpa Proporción de Picadura > 5 mpa Fuga/falla reciente de corrosión intern. c/causa determinada por analis.de

lab Otra razón (indique):




Resumen del Plan de Remediación (del Paso 3.4 del ADCI) Tipo de remediación seleccionado

Tipo de químico seleccionado

Tipo de monitoreo seleccionado

Descripción específica del programa de remedición propuesto (Describa cómo se realizará la remediación y su monitoreo.) Tipos de químico(s) de tratamiento a aplicarse (Nombre, #ID, Vendedor, Volumen mensual estimado)

¿Qué información adicional/apoyo se requiere para implementar este programa?

Comentarios:

Presentado por: Fecha: Recibido por: Fecha: Aprobado por: Fecha: Este ejemplo no es una garantía de métodos específicos, criterios o intervalos de acción.



Reporte de Revisión Final del ADCI Instrucciones: El proceso de ADCI ha determinado que este lugar es no corrosivo. Llene este formato y envíe al ingeniero de corrosión para su aprobación. Conserve una copia del reporte para registro del área. Identificación del Sistema Evaluado. Compañía División Arrea Operativa Línea / Instalación Ubicación Geográfica Otra Descripción

Resumen de la Investigación (del paso 2.0 del ADCI) Sí

No

Pregunta

1 ¿Han ocurrido fugas o fallas de corrosión interna en los últimos 12 meses?

2 ¿La inspección en línea mostró corrosión interna o crecimiento de la corrosión interna?

3 ¿Hay evidencia de erosión o corrosión-erosión? 4 Para preguntas 1-3, ¿se documentó la causa de la corrosión? 5 ¿Se aplica actualmente remediación de la corrosión interna? 6 ¿Otra evidencia documentada de corrosión interna en este sistema? 7 ¿Se realizó investigación de corrosión (cupón o otro)?

Revisión Final de los Criterios ) Sí No Evidencia del Cupón

Pérdida de peso > 1.5 mpa Proporción de Picadura > 5 mpa Erosión o erosión-corrosión confirmada Tipo Picadura SEM MIC o PM Y SEM Tipo A, B, o C Otra razón (indique):

Toda las Demás Formas de Evidencia de la Corrosión Pérdida de peso > 1.5 mpa Proporción de Picadura > 5 mpa Fuga/falla reciente de corrosión intern. c/causa determinada por análisis de lab Otra razón (indique):

Comentarios:

Presentado por: Fecha:


Capítulo 4–Apéndice B: Agua de las Pruebas Hidrostáticas 1


CAPÍTULO 4—APÉNDICE B Agua de las Pruebas Hidrostáticas

1. Aplicación de esta Guía

Objetivo El agua que permanece en las instalaciones de la tubería después de la prueba hidrostática puede causar problemas potenciales operativos y de corrosión interior. Los procedimientos adecuados de drenado, limpieza y secado son la mejor forma de eliminar problemas potenciales que surgen del agua de prueba que queda en la tubería. En algunos casos, la naturaleza del agua de prueba, la condición interna de la tubería o otros factores descritos en este apéndice, pueden la necesidad de tomar pasos adicionales para prevenir la corrosión interna. Aplicabilidad Este apéndice brinda una guía relativa al control de la corrosión interna, para todo el personal que es responsable de realizar las pruebas hidrostáticas de tuberías y otras instalaciones. El formato de Lista de Verificación de la Prueba Hidrostática, incluido al final de este apéndice, se usará como parte de la documentación de todas las pruebas hidrostáticas realizadas.

2. Condiciones para las Pruebas Hidrostáticas – Potencial de Corrosión Interna Si existen una o más de las condiciones siguientes, deben seguirse los procedimientos recomendados para cada caso antes de que la instalación de prueba se ponga en servicio.

A. Agua Restante después de las Operaciones de Limpieza Cuando no puede eliminarse por completo el agua de pruebas hidrostáticas de cualquier fuente de una tubería o instalación de tuberías después de las pruebas, entonces puede requerirse alguna forma de remediación. El agua residual puede ser el resultado de procedimientos inadecuados de limpieza y secado, o en configuraciones de tubería en donde puede recolectarse agua, como trampas de humedad, ramificaciones laterales o tuberías de patios de estación, que no pueden limpiarse con taco. Para casos en los que se anticipa que el agua de la prueba hidrostática no se podrá eliminar por completo de una tubería o instalación de tuberías, deberán tomarse un mínimo de dos muestras de agua; una del agua de prueba del efluente (tomada antes de la prueba hidrostática) y una del agua de prueba del efluente (tomada después de la prueba hidrostática). Ambas muestras se someterán a análisis en sitio, análisis de bacterias y análisis de líquido, como describió en Sección 3 de este apéndice.

B. ContenidoAlto de Vapor de Agua del Gas de la Purga después de la Limpieza

El contenido de vapor de agua de la purga de gas natural usado para secar la tubería después de la prueba hidrostática se analizará en la entrada y en la salida para



determinar si hubo secado suficiente. Un contenido de vapor de agua suficientemente alto puede causar que el agua se condense en la tubería después que la línea se presuriza. Cuando el contenido de agua del gas natural de purga es mayor que 7 libras/mmcf al concluir las operaciones de secado, notifique a la persona encargada de hacer recomendaciones.

C. Agua de Prueba de Fuentes Naturales

Siempre que se use agua sin tratar tomada directamente de fuentes naturales, como arroyos o estanques, para la prueba hidrostática, deben tomarse muestras de agua y analizarse antes de la prueba hidrostática. El agua de fuentes municipales o de pozos domésticos de aguia dulce está exenta de estos requisitos. Una muestra representativa de agua se tomará de la fuente. La muestra se someterá al análisis en sitio, análisis de bacterias y análisis de líquido, como se describió en la Sección 3 de este apéndice.

D. Tiempo de Residencia del Agua Mayor a 7 Días Cuando el agua de la prueba hidrostática de CUALQUIER fuente permanecerá en cualquier porción de una tubería por más de 7 días, puede requerirse control de la corrosión. Si se anticipa esta condición, o ya ha ocurrido, una muestra de agua se sumeterá al análisis en sitio, análisis de bacterias y análisis de líquido, como se describió en la Sección 3 de este apéndice.

E. Hidropueba de Instalaciones Pre-existentes

Cuando se realiza una prueba hidrostática en instalaciones que estaban previamente en servicio, existe el potencial de incorporar componentes corrosivos pre-existentes en el agua de prueba, incrementando así el riesgo de corrosión interna en toda la tubería. Existe la misma preocupación cuando tubo "usado" se incorpora en un proyecto de construcción, a menos que las superficies interiores del tubo se hayan limpiado completamente antes de la instalación.

F. Reutilización del Agua de Prueba Hidrostática Es una práctica común reutilizar el agua de la prueba hidrostática cuando se analizan varias secciones inmediatas de tubería. Para proyectos pequeños, el agua de la prueba hidrostática puede colocarse en tanque y pasarse entre las secciones de prueba. En cualquiera de estos ejemplos, la probabilidad de acumulación de materiales potencialmente corrosivos en el agua de prueba se incrementa con cada reutilización sucesiva del agua. Los componentes corrosivos podrían recolectarse de la suciedad y desechos en la tubería, o de los contaminantes que se originan de los contenidos anteriores de los tanques. Además, manejar agua en tanques abiertos o en pozos de retención aumenta el contenido de oxígeno del agua y fomenta el crecimiento de microorganismos. Estos problemas existen sin importar la fuente del agua. La planificación anticipada es la mejor manera de enfocar los proyectos a mayor escala en donde se reutilizará el agua de la prueba hidrostática. El reciclado del agua de la



prueba a menudo resulta en el ahorro de costos y protege los recursos naturales, siendo éstos resultados deseables. Sin embargo, para lograr estos beneficios y proteger contra la posible corrosión interna, puede ser necesario tratar el agua reutilizada.

3. Muestreo y Pruebas

Si existe una o más de las condiciones potencialmente corrosivas, como se describió en la Sección 2 de este apéndice, el personal de Operaciones o Construcción responsable de la prueba hidrostática asegurará que se tomen las muestras recomendadas de una manera oportuna. La recolección de la muestra y los procedimientos de análisis identificados en el apéndice sobre Mediciones Físicas y Químicas en sitio deben usarse para obtener las muestras y los datos de campo. Si no se recolectan las muestras apropiadas cuando están disponibles durante ciertas fases de la prueba hidrostática podría causar la necesidad de futuros tratamientos de remediación costosos. Las pruebas del agua de la fuente y del agua de descarga relativas a las cuestiones de cumplimiento ambiental se realizarán de acuerdo con los requisitos de permisos estatales específicos.

Análisis en Sitio – El análisis en Sitio de las muestras de agua de pruebas hidrostáticas se realizará de acuerdo el apéndice Mediciones Físicas y Químicas en Sitio.

Análisis de Bacterias – El Análisis de Bacterias de las muestras de agua de pruebas hidrostáticas se realizará de acuerdo con el apéndice sobre Procedimientos. Muestreo de Líquidos – El muestreo de líquidos de las muestras de agua de pruebas hidrostáticas se realizará de acuerdo con el apéndice sobre Recipientes de Muestreo, Etiquetado y Envío. Otras Pruebas – El responsable (Gerente del Proyecto) puede recomendar pruebas adicionales, incluyendo monitoreo completo de las condiciones una vez que la tubería se pone nuevamente en servicio. Estas pruebas pueden incluir análisis de gas, líquidos y residuos de la limpieza con taco, así como la instalación de cupones de monitoreo.

4. Medidas de Remediación Las medidas de remediación deben revisarse sobre una base de caso-por-caso, al tratar con los efectos potenciales de agua de pruebas hidrostáticas sobre corrosión interna. Las medidas de remediación se basan en una variedad amplia de datos, incluyendo condiciones históricas de operación, modos planeados de operación, composiciones del líquido/gas, análisis del agua, reglamentos ambientales, y así sucesivamente. Los tres medios primarios de remediación del agua de pruebas hidrostáticas son la limpieza con taco/limpieza, el tratamiento químico con biocidas o inhibidores, y la filtración mecánica de agua de la fuente. Pueden requerirse medidas de remediación cuando se sabe que existe cualquiera de las seis condiciones descritas en la Sección 2 de este apéndice.

5. Descarga del Agua de Pruebas Hidrostáticas



Este apéndice no trata específicamente de la descarga de agua de pruebas hidrostáticas. Todo uso y descarga subsecuentes del agua de pruebas hidrostáticas pueden realizarse según los reglamentos ambientales locales, estatales y federales. La adición de químicos de tratamiento al agua de prueba hidrostática puede influir en los requisitos de descarga de agua, y dicho tratamiento debe considerarse cuidadosamente de conformidad con los organismos locales y estatales.

6. Lista de Verificación de la Prueba Hidrostática – Formato de Documentación

El formato anexo, "Lista de Verificación de la Prueba Hidrostática" deberá llenarse y usarse como parte de la documentación para todas las pruebas hidrostáticas realizadas. Importante: Cuando cualquiera de las seis preguntas incluidas en el formato se responda con un "No", informe al Gerente de Proyecto lo más pronto posible para determinar si pueden requerirse medidas de remediación.



LISTA DE VERIFICACIÓN DE LA PRUEBA HIDROSTÁTICA Parte 1 – Información de la Tubería:

Compañía Fecha de la Prueba Hidrostática:

Departamento Fecha de Inicio: Area Operativa Fecha de Terminación: Línea/Instalación Presión Max.: Ubicación Geográfica Duración de la Prueba: Prueba Hidrostática desde mojonera Hasta mojonera (u otro descrito)

Parte 2 – Lista de Verificación de la Prueba Hidrostática:

Sí No No Aplica Pregunta/Condición 1 ¿Se eliminó toda el agua de prueba hidrostática de la tubería o

instalación probada? 2 ¿El contenido de vapor de agua del gas de purga es 7lb./mmcf

o menos? 3 ¿El agua se sacó de una fuente municipal o pozo doméstico? 4 ¿La exposición máxima al agua de prueba de un tramo de tubo

fue 7 días o menos? 5 ¿La prueba hidrostática se realiza sólo en tubo nuevo o

instalaciones que nunca se han puesto en servicio? 6 ¿Se usó toda el agua de esta prueba sólo una vez, en un tramo

de prueba o instalación de tubería? NOTA: Dé una explicación si marcó “No Aplica”.

:

Si marca un recuadro con “NO”, arriba, llame al supervisor/gerente apropiado inmediatamente para determinar si se requiere remediación de corrosión interna. Llene también la Parte 3 del formato si marcó un recuadro con “SÍ”. Part 3 – Información sobre la Prueba Hidrostática:

Fuente del agua de prueba Tratamiento de agua Volumen de agua usado Sistema Deshidratado Muestra de agua tomada Contenido de vapor de agua,

purga:

Procedimientos de Drenado:

Otros Datos:

GLOSARIO NACE DE TÉRMINOS RELACIONADOS CON LA CORROSIÓN

© NACE International. Esta publicación no puede reimprimirse sin el consentimiento escrito de NACE International

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A ABRASIVO Pequeñas partículas de material que son disparadas a alta

velocidad para impactar una superficie durante la limpieza de soplado abrasivo.

ACEITE SECANTE Un aceite capaz de convertirse de líquido a sólido mediante una reacción lenta con el oxígeno del aire.

ACELERADOR Una substancia química que aumenta la tasa a la que una reacción química (por ejemplo, el curado) ocurriría de otra manera.

ACERO AL BAJO CARBONO Acero que tiene menos de 0.30% de carbono y ninguna adición intencional de aleaciones.

ACERO AUSTENÍTICO Un acero cuya micro-estructura a la temperatura de un cuarto consiste predominantemente de austenita.

ACERO ENCERRADO Acero desoxidado de manera incompleta. ACERO FERRÍTICO Un acero cuya micro-estructura a temperatura ambiente consiste

predominantemente de ferrita. ACRÍLICO Tipo de resina polimerizada a partir de ácido acrílico, ácido

metacrílico, ésteres de estos ácidos, o acrilonitrilo. ACTIVADOR Una substancia química que inicia y acelera una reacción química

(por ejemplo, el curado). El calor y la radiación también pueden servir como activadores para algunas reacciones químicas.

ACTIVO (1) La dirección negativa del potencial del electrodo. (2) Un estado del metal que se está corroyendo sin influencia significativa del producto de la reacción.

ADMITANCIA DE POLARIZACIÓN Recíproca de la resistencia. AGENTE DE CURADO Una substancia química usada para curar un recubrimiento u otro

material (por ejemplo, resina). [También referido como Endurecedor]

AGLUTINANTE La proporción no volátil del vehículo de un material de recubrimiento formulado.

AGRIETAMIENTO (DEL RECUBRIMIENTO)

Roturas en un recubrimiento que se extienden a través del substrato.



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AGRIETAMIENTO AMBIENTAL Fractura frágil de un material normalmente dúctil en la que el efecto corrosivo del ambiente es el un factor causante. El agrietamiento ambiental es un término genérico que incluye a todos los términos listados abajo. Las definiciones de estos términos están en otra parte del Glosario: Corrosión por Fatiga Fragilización por Hidrógeno Agrietamiento Inducido por Hidrógeno (Agrietamiento Escalonado). Agrietamiento por Esfuerzo de Hidrógeno Agrietamiento de Metal Líquido Agrietamiento de Corrosión por Esfuerzo Agrietamiento por Esfuerzo de Sulfuro Los términos siguientes han sido utilizados en el pasado con relación al agrietamiento ambiental pero ahora son obsoletos y no deberían usarse: Fragilización Cáustica Agrietamiento Retardado Fragilización de Metal Líquido Agrietamiento por Estación Fatiga Estática Agrietamiento de Corrosión por Sulfuro Corrosión por Esfuerzo de Sulfuro Agrietamiento

AGRIETAMIENTO DE CORROSIÓN POR ESFUERZO

Agrietamiento de un material producido por la acción combinada de la corrosión y el esfuerzo de tensión (residual o aplicado).

AGRIETAMIENTO DE CORROSIÓN POR ESFUERZO DE CLORURO

Agrietamiento de un metal bajo la acción combinada de esfuerzos de tensión y corrosión en presencia de cloruros y un electrolito (comúnmente agua).

AGRIETAMIENTO DE CORROSIÓN POR ESFUERZO INTERGRANULAR

Agrietamiento de corrosión por esfuerzo en donde el agrietamiento ocurre a lo largo de los límites de grano.

AGRIETAMIENTO DE METAL LÍQUIDO

Agrietamiento de un metal causado por contacto con un metal líquido.

AGRIETAMIENTO ESCALONADO [Véase Agrietamiento Inducido por Hidrógeno] AGRIETAMIENTO INDUCIDO POR HIDRÓGENO

Agrietamiento interno escalonado que conecta las ampollas adyacentes en diferentes planos en el metal, o a la superficie del metal (también conocido como agrietamiento escalonado)

AGRIETAMIENTO POR ESFUERZO DE HIDRÓGENO

Agrietamiento que resulta de la presencia de hidrógeno en un metal, en combinación con esfuerzo de tensión. Ocurre con más frecuencia en aleaciones de alta resistencia.

AGRIETAMIENTO POR ESFUERZO POR SULFURO

Agrietamiento de un metal bajo la acción combinada del esfuerzo de tensión y la corrosión, en presencia de agua y sulfuro de hidrógeno (una forma de agrietamiento por esfuerzo de hidrógeno).



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AGUA ESTÁNDAR PARA CHORRO Agua de suficiente pureza y calidad que no impone contaminantes

adicionales en la superficie que se limpia, y que no contiene sedimentos u otras impurezas que son destructivas para el buen funcionamiento del equipo de chorro de agua.

AISLAMIENTO ELÉCTRICO La condición de estar eléctricamente separado de otras estructuras metálicas o del ambiente.

ALIVIO DE ESFUERZO (TÉRMICO)

Calentamiento de un metal a una temperatura adecuada, sosteniéndolo a dicha temperatura por tiempo suficiente para reducir los esfuerzos residuales y entonces enfriarlo lentamente para reducir el desarrollo de nuevos esfuerzos residuales.

ALQUÍDICO Tipo de resina formada por la reacción de alcoholes polihídricos y ácidos polibásicos, parte de la cual se deriva de grasa o aceites saturadas o insaturadas.

AMBIENTE Las condiciones o alrededores (físicas, químicas, mecánicas) en las que un material existe.

AMPOLLAMIENTO POR HIDRÓGENO

La formación de cavidades planas subsuperficiales, llamadas ampollas de hidrógeno, en un metal como resultado de la presión excesiva del hidrógeno interno. La formación de ampollas cercanas a la superficie en metales de baja resistencia resulta en combadura de la superficie.

ANAERÓBICO Libre de aire o sin combinarse con el oxígeno. ÁNGULO DE SOPLADO (1) El ángulo de la esprea de soplado con referencia a la superficie

durante la limpieza de soplado abrasivo. (2) El ángulo de las partículas abrasivas propulsadas desde una rueda de soplado centrífugo con referencia a la superficie que se está limpiando con soplado abrasivo.

ANIÓN Un ión cargado negativamente que migra a través del electrolito hacia el ánodo bajo la influencia de un gradiente de potencial.

ANODIZADO Recubrimiento óxido formado sobre una superficie metálica (generalmente de aluminio) mediante un proceso electrolítico.

ÁNODO El electrodo de una celda electrolítica en la que ocurre la oxidación. Los electrones fluyen desde el ánodo en el circuito externo. La corrosión se presenta usualmente y los iones metálicos entran en la solución en el ánodo.

ÁNODO CONTINUO Un ánodo sencillo sin discontinuidades eléctricas. ANODO DE CORRIENTE IMPRESA Un electrodo, adecuado para usarse como ánodo si se conecta a

una fuente de corriente impresa, que generalmente se compone de un material substancialmente inerte que conduce electricidad por oxidación del electrolito y, por esta razón, no se corroe apreciablemente.

ÁNODO DE SACRIFICIO [Véase Ánodo Galvánico] ANODO GALVÁNICO Un metal que brinda protección de sacrificio a otro metal que es

más noble cuando se acopla eléctricamente a un electrolito. Este tipo de ánodo es la fuente de electrón en un tipo de protección catódica.

ÁNODOS DE BRAZALETE Ánodos galvánicos con la forma adaptable para adherirse alrededor de la circunferencia de una tubería. Pueden ser brazaletes de media concha consistentes de dos secciones semicirculares o brazaletes segmentados consistiendo de un número grande de ánodos individuales.

ANOLITO El electrolito adyacente al ánodo de una celda electrolítica. ANTIINCRUSTANTE Que evita las incrustaciones. [Ver Incrustante]



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ARENISCA Pequeñas partículas de material duro [ej. hierro, acero o mineral]

con formas irregulares. Se usa comúnmente como abrasivo en la limpieza por soplado abrasivo.

ATAQUE DE DEPÓSITO Corrosión que se presenta debajo o alrededor de un depósito discontinuo sobre una superficie metálica (también conocida como corrosión de cataplasma)

ATAQUE DE TAJO Corrosión intergranular de una aleación a lo largo de una línea adjunta o en contacto con una soldadura después del calentamiento a un rango de temperatura de sensibilización.

ATAQUE POR HIDRÓGENO A ALTA TEMPERATURA

Una pérdida de la resistencia y ductibilidad del acero por reacción a alta temperatura del hidrógeno absorbido con los carburos en el acero, dando por resultado la descarburización y fisura interna.

ATENUACIÓN Pérdidas eléctricas en un conductor causadas por el flujo de corriente en el conductor.

ATOMIZACIÓN SIN AIRE Proceso para atomizar recubrimientos líquidos usando presión hidráulica, no presión de aire, para atomizar.

ATOMIZADO TÉRMICO Un grupo de procesos por los cuales los materiales metálicos o no metálicos finamente divididos se depositan en una condición derretida o semiderretida para formar un recubrimiento.

B BLANQUEADO El desarrollo de polvo (pigmento) suelto, que puede quitarse,

sobre la superficie de un recubrimiento orgánico usualmente originado por la intemperie.

BLINDAJE (1) Proteger; cubierta protectora contra daño mecánico. (2) Evitar o desviar la protección catódica de su vía natural.

BOLSEADO Frotar una mezcla de mortero de cemento sobre la superficie de concreto usando un saco de cemento, un saco de yute o un flotador de hule esponjoso.

C CAÍDA DE POLARIZACIÓN La disminución en el potencial del electrodo con el tiempo como

resultado de la interrupción de la corriente aplicada. CAÍDA DE TENSIÓN IR La tensión en una resistencia según la Ley de Ohm. CAPA Un revestimiento de un recubrimiento aplicado a una superficie en

una sola aplicación continua para que al secarse forme una película uniforme.

CAPA DE NERNST La capa de difusión en la superficie de un electrodo en la que se asume que la concentración de una especia química varía linealmente del valor en la solución a granel al valor en la superficie del electrodo.

CAPA DE PRIMER [Véase Primer] CAPA DE TALLER Una o más capas aplicadas en un taller o planta antes del envío al

sitio de erección o fabricación. CAPUCHÓN DEL ÁNODO Un material eléctrico aislante localizado sobre el extremo del

ánodo en la conexión del conductor. CATALIZADOR Una substancia química, usualmente presente en pequeñas

cantidades con relación a los reactantes, que aumenta la tasa a la que una reacción química (por ejemplo, el curado) ocurriría de otra manera.

CATIÓN Un ión cargado positivamente que migra a través del electrolito hacia el cátodo bajo la influencia de un gradiente de potencial.



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CÁTODO El electrodo de una celda electroquímica en la cual la reducción es

la reacción principal. Los electrones fluyen hacia el cátodo en el circuito externo.

CATOLITO El electrolito adyacente al cátodo de una celda electroquímica CAVITACIÓN La formación y rápido colapso de cavidades o burbujas dentro de

un líquido que frecuentemente resulta en un daño para un material en la interfase sólido/líquido bajo condiciones de flujo con turbulencia severa.

CELDA [Véase Celda Electroquímica] CELDA DE AIREACIÓN [Véase Celda de Aireación Diferencial] CELDA DE AIREACIÓN DIFERENCIAL

Una celda electroquímica, cuya fuerza electromotriz se debe a la diferencia en la concentración del aire (oxígeno) en un electrodo comparado con otro electrodo del mismo material.

CELDA DE CONCENTRACIÓN Una celda electroquímica, la fuerza electromotriz de la que se origina por una diferencia en la concentración de un componente en el electrolito. (Esta diferencia conduce a la formación de regiones catódicas y anódicas discretas).

CELDA DE CONCENTRACIÓN DE OXÍGENO

[Véase Celda de Aireación Diferencial]

CELDA DE POLARIZACIÓN Un dispositivo de desconexión de CD que consiste de uno o más pares de placas metálicas inertes sumergidas en electrolito acuoso. Las características eléctricas de la celda de polarización son la resistencia alta a potenciales de CD y la baja impedancia de CA.

CELDA ELECTROQUÍMICA Un sistema que consiste de un ánodo y un cátodo sumergidos en electrolito creando así un circuito eléctrico. El ánodo y el cátodo pueden ser de diferentes metales o de áreas desiguales en la misma superficie metálica.

CELDA PASIVA-ACTIVA Una celda electroquímica cuya fuerza electromotriz es causada por la diferencia de potencial entre un metal en un estado activo y el mismo metal en un estado pasivo.

CEMENTACIÓN La introducción de uno o más elementos en la capa superficial de un metal por difusión a alta temperatura. (Ejemplos de cementación incluyen la carburización [introducción de carbón], nitrurizado [introducción de nitrógeno] y cromado [introducción de cromo]).

CIERRE FRÍO Discontinuidad superficial horizontal causado por la solidificación de una porción de un menisco durante el llenado progresivo de un molde, que se cubre después con más metal solidificante conforme sube el nivel del metal fundido. Los cierres fríos ocurren generalmente en las esquinas alejadas del punto de llenado.

CIRCUITO EXTERNO Los cables, conectores, dispositivos de medición, fuentes de corriente, etc., que se usan para tener o medir las condiciones eléctricas deseadas en una celda electroquímica. Es la parte de la celda a través de la que viajan los electrones.

COMPUESTO ANTIOXIDANTE Recubrimientos de aceite o grada usados para brindar protección temporal contra la corrosión atmosférica.

CONCRETO CONDUCTOR Una mezcla a base de cemento altamente conductora que contiene coque crudo y fino y otro material como ánodo de corriente impresa sobre las superficies de concreto reforzado.

CONDUCTIVIDAD (1) Una medida de la habilidad de un material para conducir una carga eléctrica. Es el recíproco de la resistividad. (2) La corriente transferida a través de un material (por ejemplo, recubrimiento) por unidad de gradiente de potencial.



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CONTINUIDAD DE LA UNIÓN Una conexión, usualmente metálica, que proporciona continuidad

eléctrica entre las estructuras que pueden conducir electricidad. CONTRAELECTRODO [Véase Electrodo Auxiliar] CONTRAPESO Un conductor o sistema de conductores arreglados debajo de una

línea de energía eléctrica, localizado en, sobre o más frecuentemente, bajo la superficie de la tierra y conectado a las patas de las torres o los postes que soportan las líneas de energía eléctrica.

COPLE GALVÁNICO Un par de conductores disímiles, comúnmente metales, en contacto eléctrico en un electrolito.

CORRIENTE (1) Un flujo de carga eléctrica. (2) La cantidad de flujo de carga eléctrica que pasa por un punto de un circuito específico por unidad de tiempo, medido en la dirección de la red de transporte de cargas positivas. (En un conductor metálico, esta es la dirección opuesta del flujo de electrones)

CORRIENTE DE FALLA Corriente que fluye desde un conductor a tierra o a otro conductor debido a una conexión anormal (incluyendo a un arco) entre los dos. Una corriente de falla que fluye a tierra puede llamarse corriente de falla a tierra.

CORRIENTE DE INTERCAMBIO La tasa a la que las cargas positivas o negativas dejan o penetran la superficie cuando un electrodo alcanza el equilibrio dinámico en un electrolito.

CORRIENTE DE INTERFERENCIA [Véase Corriente Parásita] CORRIENTE DE LÍNEA La corriente directa que fluye en una tubería CORRIENTE DE LÍNEA LARGA Corriente por tierra entre un área anódica y una catódica que

regresa a lo largo de una estructura metálica subterránea. CORRIENTE GALVÁNICA La corriente eléctrica entre metales o no metales conductores en

un par galvánico CORRIENTE IMPRESA Una corriente eléctrica alimentada por un dispositivo que emplea

una fuente de poder externa al sistema del electrodo. (Un ejemplo es la corriente directa para protección catódica).

CORRIENTE PARÁSITA Corriente en vías diferentes al circuito específico. CORROSIÓN El deterioro de un material, usualmente un metal, que resulta de

una reacción con su ambiente. CORROSIÓN CATÓDICA Corrosión que resulta de una condición catódica en una estructura,

usualmente causada por un metal atmosférico con los productos alcalinos de la electrólisis.

CORROSION DE CATAPLASMA [Véase Ataque de Depósito] CORROSIÓN DE LA SUPERFICIE [Véase Oxidación Interna] CORROSIÓN FILIFORME Corrosión que se presenta debajo de un recubrimiento en la forma

de filamentos distribuidos desordenadamente. CORROSIÓN GALVÁNICA Corrosión acelerada de un metal debido a un contacto eléctrico

con un metal más noble o un conductor no metálico en un electrolito corrosivo.

CORROSIÓN GENERAL Corrosión que se distribuye más o menos uniformemente sobre la superficie de un material

CORROSIÓN GRAFÍTICA Deterioro del hierro colado gris en donde los componentes metálicos se lixivian o se convierten en productos de corrosión, dejando el grafito intacto.

CORROSIÓN INTERCRISTALINA [Véase Corrosión Intergranular] CORROSIÓN INTERGRANULAR Corrosión preferencial en o a lo largo de los límites de grano de un

metal (también conocida como corrosión intercristalina) CORROSIÓN LAMINAR [Véase Corrosión de Exfoliación]. CORROSIÓN POR CONTACTO [Ver Corrosión Galvánica]



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CORROSIÓN POR CORRIENTE PARÁSITA

Corrosión que resulta de una corriente que pasa por vías diferentes al circuito específico, por ejemplo por cualquier corriente extraña en la tierra.

CORROSIÓN POR CHOQUE Una forma de erosión-corrosión generalmente asociada con el choque local de fluido de flujo de alta velocidad contra una superficie sólida.

CORROSIÓN POR EXFOLIACIÓN Corrosión subyacente localizada en zonas paralelas a la superficie que resulta en capas delgadas de metal no corroído con apariencia de páginas de un libro.

CORROSIÓN POR FISURAS Corrosión localizada de una superficie metálica en un área, o la inmediatamente adyacente, que está protegida de la exposición total al ambiente debido a la cercanía del metal a la superficie de otro material.

CORROSIÓN POR FROTAMIENTO Deterioro en la interfase de dos superficies en contacto bajo carga el cual se acelera por su movimiento relativo.

CORROSIÓN SUBCAPA [Véase Corrosión Filiforme] CORROSIÓN TERMOGALVÁNICA Corrosión que resulta de una celda electroquímica causada por un

gradiente térmico. CORROSIVIDAD La tendencia de un ambiente para causar corrosión. CUARTEADO Una red de estrellamientos o grietas que aparecen en la superficie

de un recubrimiento. CURADO Proceso químico de desarrollar las propiedades que se esperan de

un recubrimiento u otro material (por ejemplo, resina) en un período de tiempo.

CURVA BETA Una gráfica de la corriente dinámica de interferencia o el voltaje proporcional relacionado (ordenadas) versus el correspondiente potencial de estructura - al electrolito en una ubicación seleccionada sobre la estructura afectada (abscisa).

CURVA DE POLARIZACIÓN Un mapa de la densidad de corriente comparada con el potencial del electrodo para una combinación específica de electrodo y electrolito.

CH CHORRO DE AGUA Uso de agua estándar en chorro, descargada desde una esprea a

presiones de 70 Mpa (10,000 psig) o más para preparar una superficie para recubrimiento o inspección.

CHORRO DE AGUA DE ALTA PRESIÓN

Chorro de agua realizado a presiones de 70 a 170 mPa (10,000 a 25,000 psig).

CHORRO DE AGUA DE ULTRAALTA PRESIÓN

Chorro de agua a presiones sobre 170 Mpa (25,000 psig).

D DECAPADO (1) Tratamiento de un metal en un baño químico para remover

incrustaciones y óxidos (por ejemplo herrumbre) de la superficie. (2) Remoción completa de herrumbre e incrustaciones mediante decapado ácido, decapado duplex o decapado electrolítico. [Véase SSPC-SP 8].

DEFORMACIÓN ELÁSTICA Cambios en las dimensiones de un material al aplicársele un esfuerzo dentro del rango elástico. Después de liberarse de un esfuerzo elástico, el material regresa a sus dimensiones originales sin ninguna deformación permanente.

DEFORMACIÓN PLÁSTICA Deformación permanente causada por esfuerzo más allá del límite elástico.



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DEFORMACIÓN POR FATIGA Deformación que ocurre bajo esfuerzos y depende del tiempo DENSIDAD DE CORRIENTE La corriente hacia o desde un área unitaria de la superficie de

electrodo. DENSIDAD DE CORRIENTE DE DIFUSIÓN LIMITADA

La densidad de corriente que corresponde a la tasa máxima de transferencia que una especie particular puede mantener debido a la limitación de la difusión (a menudo referida como densidad de corriente limitadora)

DEPÓSITO CALCÁREO [Véase Recubrimiento Calcáreo] DESALEACIÓN La corrosión selectiva de un componente o más de una aleación de

solución sólida (también conocida como partición o disolución selectiva).

DESCASCARAMIENTO Astillado, fragmentación o separación espontánea de una superficie o recubrimiento de superficie.

DESLIZAMIENTO Un proceso de deformación con movimiento de corte de un conjunto específico de planos cristalográficos.

DESPOLARIZACIÓN El retiro de los factores que se resisten a la corriente en una celda electroquímica

DESUNION Pérdida de adhesión entre un recubrimiento y el substrato. DESZINCADO Un fenómeno de corrosión que resulta en el retiro selectivo de las

aleaciones de zinc – cobre. (Este fenómeno es una de las formas más comunes de deszincado).

DETERIORO DE LA SOLDADURA Corrosión intergranular, usualmente acero inoxidable o ciertas aleaciones de base de níquel, que ocurre como resultado de la sensibilización en la zona afectada por calor durante la operación de soldado- [Este no es el término preferido].

DIAGRAMA DE POTENCIAL-PH Un método gráfico de representar las regiones de la estabilidad termodinámica de especies para sistemas metal/electrolito (también conocido como diagrama Pourbaix).

DIAGRAMA POURBAIX [Véase Diagrama de Potencial-pH] DISCONTINUIDAD Una discontinuidad en un recubrimiento protector que expone al

ambiente la superficie desprotegida. DISPOSITIVO DE DESACOPLE DE LA CD

Un dispositivo usado en circuitos eléctricos que permite el flujo de la corriente alterna (CA) en ambas direcciones y detiene o reduce substancialmente el flujo de la corriente directa (CD).

DOBLE CAPA La interfase entre un electrodo o una partícula suspendida y un electrolito creado por la interacción carga – carga que conduce a un alineamiento de iones cargados contrariamente en la superficie del electrodo o partícula. El modelo más simple está representado por un condensador de placas paralelas.

DRENADO Conducción de una corriente eléctrica desde una estructura subterránea o sumergida por medio de un conductor metálico.

DRENADO FORZADO Drenado aplicado a las estructuras metálicas subterráneas o sumergidas por medio de una fuerza electromotriz aplicada o un ánodo de sacrificio.

DRENADO NATURAL Drenado desde una estructura metálica subterránea o sumergida a una estructura más negativa (más anódica), como el bus negativo de una subestación de trole.



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E ECUACIÓN DE NERNST Una ecuación que expresa la fuerza electromotriz exacta de una

celda electroquímica en términos de las actividades de los productos y reactivos de la celda.

EFECTO EXTREMO La pérdida más rápida de material del ánodo en el extremo del ánodo, comparado con otras superficies del ánodo, que resulta de una densidad de corriente más alta.

EFICIENCIA DE CORRIENTE Relación de la densidad de corriente electroquímica equivalente para una reacción específica a la densidad total de la corriente aplicada.

EFICIENCIA DE CORROSIÓN DEL ÁNODO

La relación de la corrosión real (pérdida de masa) de un ánodo a la corrosión teórica (pérdida de masa) calculada a partir de la cantidad de electricidad que ha pasado entre el ánodo y el cátodo usando la Ley de Faraday.

ELASTICIDAD La propiedad de un material que le permite recuperar sus dimensiones originales después de un esfuerzo por debajo de su límite elástico.

ELECTRODO Un conductor que se usa también para establecer contacto con un electrolito y a través del que se transfiere la corriente a o de un electrolito.

ELECTRODO AUXILIAR Un electrodo, hecho usualmente de un material no corrosivo, que se usa comúnmente en los estudios de polarización para pasar corriente a o desde un electrodo de prueba.

ELECTRODO DE OPERACIÓN El electrodo de prueba o espécimen en una celda electroquímica. ELECTRODO DE REFERENCIA Un electrodo cuyo potencial de circuito abierto es constante bajo

condiciones similares de medición. Se usa para medir los potenciales relativos de otros electrodos.

ELECTROLITO Una substancia química que contiene iones que migran en un campo eléctrico.

ELECTRO-ÓSMOSIS La migración de agua a través de una membrana semipermeable como resultado de una diferencia de potencial causada por el flujo de carga eléctrica a través de la membrana.

ELEVADOR (1) La sección de una tubería que va desde el suelo marino hasta una plataforma petrolera.. (2) El tubo vertical en un banco de convección de un generador de vapor que circula el agua y el vapor hacia arriba.

ELIPSOMETRÍA Una técnica analítica de la óptica que emplea luz plana polarizada para estudiar las películas.

EMPAÑAMIENTO Decoloración de la superficie de un metal que resulta de la formación de una película de producto de la corrosión.

ENDURECEDOR [Véase Agente de Curado] ENDURECIMIENTO DE ENVOLVENTE

Endurecimiento de una aleación ferrosa de modo que la porción exterior, o envolvente, se hace substancialmente más dura que la porción interior o núcleo. Los procesos típicos son la carburización, cianuración, carbonitrurizado, nitrurizado, endurecimiento por inducción y endurecimiento a la flama.

ENDURECIMIENTO POR PRECIPITACIÓN

Endurecimiento causado por la precipitación de un componente a partir de una solución sólida supersaturada.



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EPÓXICO Tipo de resina formado por la reacción por la reacción de polioles

(como el bisfenol) alifáticos o aromáticos con epiclorohidrina y se caracteriza por la presencia de grupos finales de oxirano reactivo.

EQUIVALENTE ELECTROQUÍMICO

La masa de un elemento o grupo de elementos oxidados o reducidos al 100 % de eficiencia mediante el paso de una cantidad de electricidad.

EROSIÓN La pérdida progresiva de material de una superficie sólida debido a la interacción mecánica entre esa superficie y un fluido, un fluido multicomponente, o partículas sólidas transportadas en el fluido.

EROSIÓN – CORROSIÓN Una acción conjunta que involucra a la corrosión y la erosión en presencia de un fluido corrosivo en movimiento, que lleva a la pérdida acelerada de material.

ERUPCIÓN DE HERRUMBRE Decoloración que indica el inicio de la oxidación. ESMALTE (1) Una pintura que se seca hasta ser una superficie dura, brillosa.

(2) Un recubrimiento que se caracteriza por la habilidad para formar una película suave, duradera.

ESPECTROSCOPIA DE BARRENA DE ELECTRONES

Técnica analítica en la que la muestra de superficie se irradia con electrones de baja energía y se mide el espectro de electrones emitidos provenientes de la superficie.

ESTRELLAMIENTO El desarrollo de roturas leves en un recubrimiento que no penetran a la superficie subyacente.

ESTRUCTURA EXTRAÑA Cualquier estructura metálica no propuesta como parte de un sistema bajo la protección catódica.

F FACTOR DE PICADURA La relación de la profundidad de la picadura más profunda que

resulta de dividir la corrosión entre la penetración promedio, calculada a partir de la pérdida de masa.

FASE SIGMA Una fase Fe-Cr de fragilidad extrema que puede formarse a temperaturas elevadas en las aleaciones de Fe-Cr-Ni y Ni-Cr-Fe.

FATIGA El fenómeno que lleva al material a fracturarse bajo esfuerzos repetidos o fluctuantes que tiene un valor máximo menor a la resistencia a la tensión del material.

FATIGA POR CORROSIÓN Agrietamiento tipo fatiga de metal causado por esfuerzos repetidos o fluctuantes en un ambiente corrosivo caracterizado por la vida más corta de lo que debería encontrarse como resultado ya sea de esfuerzos repetidos o fluctuantes solos o el ambiente corrosivo solo.

FERRITA El cuerpo cúbico centrado de fase cristalina del hierro con base en aleaciones.

FORJA Metal en la condición sólida que se forma a una forma deseada mediante rolado, extruido, forja, etc., por lo general a temperatura elevada.

FRACTOGRAFÍA Tratamiento descriptivo de las fracturas, especialmente en los metales, con referencia específica a fotografías de la superficie de la fractura.

FRACTURA FRÁGIL Fractura con poca o sin deformación plástica. FRAGILIZACIÓN Pérdida de la ductilidad de un material como resultado de un

cambio químico o físico. FRAGILIZACIÓN POR HIDRÓGENO

Una pérdida de ductibilidad de un metal que resulta de la absorción de hidrógeno.



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FURANO Tipo de resina formada por la polimerización o policondensación de furfural, alcohol furfural u otros compuestos que contienen una anillo de furano.

G GALVANOSTÁTICO Se refiere a una técnica experimental en donde un electrodo de

mantiene a corriente constante en un electrolito. GRADIENTE DE POTENCIAL SUPERFICIAL

Cambio en el potencial sobre la superficie de la tierra con respecto de la distancia.

GRÁFICA DE TAFEL Una gráfica de la relación entre el cambio en potencial (E) y el logaritmo de la densidad de corriente (log i) de un electrodo cuando se polariza en las dos direcciones anódica y catódica desde su potencial de circuito abierto.

GRAFITIZACIÓN La formación de grafito en el hierro o acero, usualmente de la descomposición del carburo de hierro a temperaturas elevadas. [No debería usarse como término para describir la corrosión grafítica].

H HERRUMBRE Producto de la corrosión que consiste de varios óxidos de hierro y

óxidos de hierro hidratados. (Este término aplica solamente a las aleaciones de hierro y ferrosas).

HUECO (1) Una discontinuidad, hoyo o interrupción en un recubrimiento. (2) Un hoyo en un depósito colado o soldado que resulta por lo general del encogimiento durante el enfriado.

HUMEDAD CRÍTICA La humedad relativa arriba de la cual la tasa de corrosión atmosférica de algunos metales aumenta abruptamente.

HUMEDAD RELATIVA La relación, expresada en porcentaje, entre la cantidad de vapor de agua presente en un volumen dado de aire a una temperatura dada y la cantidad requerida para saturar el aire a dicha temperatura.

I INCLUSION Una fase no metálica como una partícula de óxido, sulfuro o

silicato. INCRUSTACIÓN (1) La formación a temperaturas altas de capas gruesas de

producto de la corrosión sobre la superficie de un metal. (2) El depósito de componentes insolubles en agua sobre la superficie de un metal.

INCRUSTACIÓN DE LAMINACIÓN La capa de óxido que se forma durante la fabricación en caliente o tratamiento por calor de los metales.

INCRUSTANTE Acumulación de depósitos. Incluye acumulación y crecimiento de organismos marinos en la superficie de un metal sumergido y la acumulación de depósitos (usualmente inorgánicos) sobre los tubos de un intercambiador de calor.

INDICE LANGELIER Un índice de saturación calculado para el carbonato de calcio que se usa para predecir la conducta de las incrustaciones del agua natural.

INHIBIDOR ANÓDICO Una substancia que evita o reduce la tasa de la reacción anódica de oxidación.

INHIBIDOR CATÓDICO Una substancia química que evita o reduce la tasa de la reacción catódica o reacción de reducción.

INHIBIDOR DE CORROSIÓN Una substancia química o combinación de substancias que, cuando está presente en el ambiente, evita o reduce la corrosión.



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INTERFERENCIA ELÉCTRICA Cualquier disturbio eléctrico en una estructura metálica en contacto con un electrolito causado por corrientes parásitas.

INTUMESCENCIA Hinchazón o burbujeo de un recubrimiento usualmente causado por el calor [El término se usa por lo general en aplicaciones aeroespaciales y protección contra incendios]

ION Un átomo o grupo de átomos eléctricamente cargados.

L LÍMITE APARENTE DE FLUENCIA La tensión a la que un material presenta una desviación

especificada desde la proporcionalidad de tensión a deformación. La desviación se expresa en términos de deformación por el método de compensación (por lo general a una deformación de 0.2%) o por el método de extensión total bajo carga (por lo general a una deformación de 0.5%).

LÍMITE DE ELASTICIDAD La tensión sobre un material a la que ocurre la primera deformación permanente o plástica significativa sin incremento de la tensión. En ciertos materiales, especialmente aceros de bajo carbono recocidos, existe un límite de elasticidad bien definido desde la línea recta que define el módulo de elasticidad.

LÍMITE DE RESISTENCIA El esfuerzo máximo que puede soportar un material por un número infinitamente grande de ciclos de fatiga.

LÍMITE ELÁSTICO El esfuerzo máximo al que puede sujetarse un material sin retener una deformación permanente después de quitarle el esfuerzo.

LIMPIEZA CON AGUA Uso de agua presurizada descargada desde una esprea para remover materia indeseable (por ejemplo, mugre, incrustaciones, herrumbre, recubrimientos) de una superficie.

LIMPIEZA CON AGUA A ALTA PRESIÓN

Limpieza con agua realizada a presiones de 34 a 70 mPa (5,000 a 10,000 psig).

LIMPIEZA CON AGUA A BAJA PRESIÓN

Limpieza con agua realizada a presiones de menos de 34 Mpa (5,000 psig).

LIMPIEZA CON HERRAMIENTA MANUAL

Remoción de herrumbre, incrustaciones y pintura sueltas al grado especificado, mediante desbarbe, raspado y lijado manual, así como cepillo de alambre manual. [Véase SSPC-SP 2].

LIMPIEZA CON HERRAMIENTA MOTORIZADA

Remoción de herrumbre, incrustación y pintura sueltas al grado especificado, mediante desbarbe, raspado y lijado con herramienta motorizada, así como cepillo de alambre y esmerilado. [Véase SSPC-SP 3].

LIMPIEZA CON SOLVENTE Remoción de aceite, grasa, mugre, tierra, sales y contaminantes por medio de limpieza con solvente, vapor, álcali, emulsión o vapor. [Véase SSPC-SP 1].

LIMPIEZA ELECTROLÍTICA Un proceso para remover suciedad, laminaciones, o productos de la corrosión de una superficie metálica sometiendo al metal como electrodo a una corriente eléctrica en un baño electrolítico.

LIMPIEZA POR SOPLADO ABRASIVO

Limpieza y preparación áspera de una superficie mediante el impacto de alta velocidad de un abrasivo que es propulsado por la descarga de fluido presurizado desde una esprea de soplado o mediante un dispositivo mecánico tal como una rueda centrífuga de soplado. (También referida como Soplado Abrasivo).



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M MAQUINADO LIBRE Las características del maquinado de una aleación a la que se le ha

introducido un ingrediente para darle pequeñas vetas rotas, menor consumo de energía, mejor acabado de la superficie, y mayor vida mecánica.

MARCAS DE PLAYA Las marcas características sobre las superficies de fracturas producidas por la propagación de la fatiga de las grietas (también se conocen como marcas de concha de almeja, marcas concoidales y marcas de freno.

MARTENSITA Solución sólida dura supersaturada de carbón en hierro, caracterizada por una microestructura acicular (en forma de aguja).

MECÁNICA DE FRACTURAS Un análisis cuantitativo para evaluar la confiabilidad estructural en términos de esfuerzos aplicados, longitud de grietas y geometría del espécimen.

MEDIDOR DE PELÍCULA HÚMEDA

Dispositivo para medir el espesor de la película húmeda de un recubrimiento.

METAL ATMOSFÉRICO Un metal que es susceptible a la corrosión tanto en ambientes ácidos como alcalinos.

METAL NOBLE (1) Un metal que ocurre comúnmente en la naturaleza en su estado libre. (2) Un metal o aleación cuyos productos de la corrosión se forman con un cambio pequeño negativo o de energía libre positiva.

METALES DÍSIMILES Metales disímiles que podrían formar una relación de ánodo–cátodo en un electrolito cuando se conectan por una vía metálica.

METALIZADO El recubrimiento de una superficie con una capa delgada de metal mediante atomizado, inmersión en caliente o depósito de vacío.

MICROSCOPIO ELECTRÓNICO CON BARRIDO

Un dispositivo electrónico óptico que proporciona imágenes de detalles topográficos con máximo contraste y profundidad de campo, mediante detección, amplificación y presentación de electrones secundarios.

MÓDULO DE ELASTICIDAD Una medida de la rigidez de un material. En realidad es la relación entre la tensión y el esfuerzo en la región elástica de un material. Si se determina mediante prueba de tensión o compresión, también se denomina Módulo de Young, o coeficiente de elasticidad.

N NOBLE La dirección positiva del potencial de un electrodo, semejando así

a los metales nobles como el oro y el platino. NODULACIÓN La formación de productos de la corrosión localizados distribuidos

sobre la superficie en forma de granos tipo perilla llamados nódulos.

NORMALIZAR Calentar una aleación ferrosa a una temperatura adecuado por arriba del rango de transformación (austenización), sosteniendo la temperatura por un periodo de tiempo apropiado y después enfriándola al aire a una temperatura substancialmente por debajo del rango de transformación.

O OPACIDAD Blanqueado y pérdida de brillo, usualmente orgánico, causado por

la humedad (también conocido como exudado).



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OXIDACIÓN (1) Pérdida de electrones por un componente de una reacción química. (2) Corrosión de un metal que se expone a un gas oxidante a temperaturas elevadas.

OXIDACIÓN INTERNA La formación de partículas aisladas de productos de la oxidación debajo de la superficie de metal.

P PAR [Véase Par Galvánico] PARTICIÓN [Véase Desaleación] PASIVACIÓN Una reducción de la tasa de reacción anódica de un electrodo

involucrado en la corrosión. PASIVIDAD La condición de estar pasivo. PASIVO (1) La dirección positiva del potencial de un electrodo. (2) Un

estado de un metal en donde el producto de la reacción de una superficie causa una disminución marcada en la proporción de corrosión con relación a aquella en ausencia del producto.

PÁTINA Una capa delgada de producto de corrosión usualmente verde, que se forma en la superficie de metales como el cobre, y aleaciones de cobra, expuestas a la atmósfera.

PATRÓN CHEVRON Un patrón en forma de V en la superficie de una fatiga o fractura frágil. El patrón puede ser también uno de líneas rectas radiales en especimenes cilíndricos.

PELÍCULA Una capa fina, no necesariamente visible, de material. PERDIGÓN DE ACERO Pequeñas partículas de acero con forma esférica que se usan

comúnmente como abrasivo en la limpieza por soplado abrasivo o como medio seleccionado para martillado con perdigones..

PERFIL Patrón de anclaje sobre una superficie producido por el soplado abrasivo o el tratamiento ácido.

PH El logaritmo negativo de la actividad del ion de hidrógeno expresado como:

pH = -log10(aH+)

donde aH+ = actividad del ion de hidrógeno = la concentración

molar de los iones de hidrógeno multiplicada por el coeficiente promedio de actividad iónica.

PICADURA Corrosión localizada de la superficie de un metal que está confinada a un área pequeña y toma la forma de pequeñas cavidades llamadas picaduras.

PIEL DE COCODRILO Agrietamiento pronunciado amplio sobre la superficie de un recubrimiento, el cual tiene la apariencia de la piel de cocodrilo.

PIGMENTO Una sustancia sólida, generalmente en forma de polvo fino, que es insoluble en el vehículo de un material de recubrimiento formulado. Se usa para impartir color u otras propiedades específicas físicas o químicas al recubrimiento.

PINTURA Un líquido o resina pigmentada aplicada a un substrato como una capa delgada que se convierte en una película de sólido opaca después de su aplicación. Comúnmente se usa como recubrimiento decorativo o protector.

PINTURA DE CASEÍNA Pintura adelgazada con agua con vehículo derivado de la leche. PLACA DUPLICADORA Una placa adicional o espesor de acero usado para proveer de

resistencia extra en el punto de fijación del ánodo a una plataforma marina.



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PLASTICIDAD La capacidad de un material para deformarse permanentemente

(de manera no elástica) sin fracturarse. PODER DE COBERTURA La relación entre la densidad de corriente en un punto de una

superficie y su distancia desde el contraelectrodo. Cuanto mayor la relación de la resistividad de la superficie por la reacción del electrodo a la resistividad del volumen del electrolito, cuanto mejor es el poder de cobertura del proceso.

POLARIZACIÓN El cambio del potencial de circuito abierto como resultado de una corriente en toda la interfase electrodo/electrolito.

POLARIZACIÓN ANÓDICA El cambio del potencial de electrodo en la dirección noble (positiva) causada por la corriente a través de la interfase electrodo/ electrolito. [Véase Polarización]

POLARIZACIÓN CATÓDICA El cambio de potencial del electrodo en la dirección activa (negativa) causada por la corriente a través de la interfase electrodo/electrolito. [Véase Polarización]

POLARIZACIÓN DE CONCENTRACIÓN

La porción de polarización de una celda producida por los cambios de concentración resultantes del paso de la corriente a través del electrolito.

POLIÉSTER Tipo de resina formada por condensación de ácidos polibásicos y monobásicos con los alcoholes polihídricos.

POLVEADO DEL METAL Deterioro catastrófico del metal expuesto a un gas carbonáceo a temperatura elevada.

POTENCIAL CRÍTICO DE PICADURAS (Ep, Epp )

El valor más bajo del potencial de oxidación (voltaje) al que las cavidades forman un núcleo y crecen. El valor depende del método de prueba utilizado.

POTENCIAL DE CIRCUITO ABIERTO

El potencial de un electrodo, medido con respecto de un electrodo de referencia y otro electrodo, en ausencia de corriente.

POTENCIAL DE CORROSIÓN (Ecorr)

El potencial de una superficie que se corroe en un electrolito con relación a un electrodo de referencia bajo condiciones de circuito abierto (también conocido como potencial de reposo, potencial de circuito abierto o potencial de corrosión libre).

POTENCIAL DE DESCOMPOSICIÓN

El potencial (voltaje) en una superficie metálica necesario para descomponer el electrolito de una celda electroquímica o uno de sus componentes.

POTENCIAL DE ELECTRODO El potencial de un electrodo en un electrolito medido con respecto a un electrodo referencia . (El potencial de electrodo no incluye ninguna pérdida por resistencia en el electrodo ya sea en el electrolito o el circuito interno. Representa el trabajo reversible para mover una unidad de carga desde la superficie del electrodo hasta el electrodo de referencia a través del electrolito).

POTENCIAL DE EQUILIBRIO El potencial de un electrodo en un electrolito en el que la tasa normal de una reacción dada es exactamente igual a la tasa inversa; el potencial de electrodo con referencia a un estándar de equilibrio, como se define en la ecuación de Nerst.

POTENCIAL DE OXIDACIÓN-REDUCCIÓN

El potencial de un electrodo reversible de oxidación-reducción medido con relación a un electrodo de referencia, corregido al electrodo de hidrógeno, en un electrolito dado.

POTENCIAL DE PASIVACIÓN [Véase Potencial Pasivo Primario] POTENCIAL DE PASO La diferencia de potencial entre dos puntos sobre una superficie

terrestre separados por una distancia de un paso humano, que se define como un metro, determinado en la dirección del gradiente de potencial máximo.

POTENCIAL DE SEMICELDA El potencial en un electrolito dado de un electrodo de un par relativo a un estado estándar o un estado de referencia. Los



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potenciales sólo pueden medirse y expresarse como la diferencia entre los potenciales de la semicelda de un par de electrodos.

POTENCIAL DE TOQUE La diferencia potencial entre una estructura metálica y un punto en la superficie de la tierra separado por una distancia igual al alcance máximo horizontal normal de un humano (aproximadamente 1.0 m [3.3 pies].

POTENCIAL ELECTROCINÉTICO Una diferencia de potencial en una solución originada por una distribución de carga desbalanceada, residual, en la solución contigua, produciendo un doble estrato. El potencial electrocinético es diferente del potencial de electrodo en que ocurre exclusivamente en la fase de solución. Este potencial este representa el trabajo reversible necesario para traer una unidad de carga desde el infinito en la solución hasta la interfase en cuestión pero no a través de la interfase (también se conoce como potencial zeta).

POTENCIAL ELECTROQUÍMICO La derivada parcial de la energía electroquímica libre total de un constituyente con respecto al número de moles de este constituyente donde todos los otros factores se mantienen constantes. Es análogo al potencial químico de un constituyente excepto que también incluye a la eléctrica como contribución a la energía libre.

POTENCIAL ESTÁNDAR DEL ELECTRODO

El potencial reversible para proceso de un electrodo cuando todos los productos y reacciones estén en actividad unitaria en una escala en donde el potencial para el electrodo estándar de referencia de hidrógeno es cero.

POTENCIAL ESTRUCTURA A ELECTROLITO

La diferencia de potencial entre la superficie de una estructura metálica enterrada o sumergida y el electrolito que se mide con referencia a un electrodo en contacto con el electrolito.

POTENCIAL ESTRUCTURA A ESTRUCTURA

La diferencia de potencial entre estructuras metálicas o secciones de la misma estructura en un electrolito común.

POTENCIAL ESTRUCTURA A TIERRA

[Véase Potencial Estructura a electrolito]

POTENCIAL INSTANTÁNEO El potencial de una semicelda polarizada de un electrodo tomado inmediatamente después de que se detiene la corriente de protección catódica, que se aproxima mucho al potencial sin caída de IR (es decir, el potencial polarizado) cuando se enciende la corriente.

POTENCIAL MIXTO Un potencial que resulta de dos o más reacciones electroquímicas que ocurren simultáneamente en una superficie de metal.

POTENCIAL MOTRIZ Diferencia de potencial entre el ánodo y la estructura de acero. POTENCIAL NOBLE Un potencial más catódico (positivo) que el potencial estándar del

hidrógeno. POTENCIAL PASIVO PRIMARIO El potencial que corresponde a la densidad máxima de la corriente

activa (densidad crítica de la corriente anódica) de un electrodo que muestra conducta de corrosión activa-pasiva.

POTENCIAL POLARIZADO El potencial en toda la interfase estructura/electrolito que es la suma del potencial de corrosión y la polarización catódica.

POTENCIAL RESIDUAL [Véase Potencial de Corrosión] POTENCIAL REVERSIBLE [Véase Potencial de Equilibrio]



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POTENCIAL TUBO A ELECTROLITO

[Véase Potencial Estructura a Electrolito]

POTENCIAL TUBO A TIERRA [Véase Potencial Estructura a Electrolito] POTENCIOCINÉTICO [Véase Potenciodinámico] POTENCIODINÁMICO Se refiere a una técnica en donde el potencial de un electrodo con

relación a un electrodo de referencia varía a la proporción seleccionada, aplicando una corriente en todo el electrolito.

POTENCIOSTÁTICO Se refiere a una técnica para mantener un potencial constante de un electrodo.

POTENCIOSTATO Un instrumento para mantener automáticamente un potencial constante del electrodo.

PRIMER Un material de recubrimiento para aplicarse como primera capa sobre una superficie sin recubrir. El recubrimiento está específicamente formulado para adherirse y proteger la superficie y para producir una superficie adecuada para capas posteriores [También se llama Capa de Primer].

PRIMER DE LAVADO Un primer inhibidor delgado normalmente pigmentado con cromo, con un aglutinante de butiral de polivinilo.

PROPORCIÓN DE CORROSIÓN La tasa a la que se desarrolla la corrosión. PROTECCIÓN CATÓDICA Una técnica para reducir la corrosión de una superficie metálica

haciendo que esa superficie sea el cátodo de una celda electroquímica.

PROTECCIÓN DE SACRIFICIO Reducción de la corrosión de un metal en un electrolito acoplándolo galvánicamente a un metal más anódico (una forma de protección catódica).

PRUEBA DIELÉCTRICA DE PULSO Un método para aplicar tensión a un cable aislado mediante el uso de pulsos eléctricos (usualmente 170 a 250 pulsos por segundo) para determinar la integridad del aislamiento de un cable.

PURGA (1) Inyección de aire o agua a alta presión a través de un área del ánodo con el propósito de purgar el espacio anular y posiblemente corregir la resistencia alta por bloqueo del gas. (2) En conjunto con las calderas y las torres de enfriamiento, el proceso de descargar una porción significativa de la solución acuosa para remover las sales acumuladas, depósitos y otras impurezas.

R RECUBRIMIENTO Una composición líquida, licuable o masilla que, después de

aplicarse a una superficie, se convierte en un protector sólido, decorativo o una película adhesiva funcional.

RECUBRIMIENTO BITUMINOSO Un compuesto de asfalto o alquitrán de carbón usado para proporcionar un recubrimiento protector a una superficie.

RECUBRIMIENTO CALCÁREO Un estrato consistente en carbonato de calcio y otras sales depositadas sobre la superficie. Cuando la superficie está polarizada catódicamente como en la protección catódica, este revestimiento es el resultado del pH aumentado adyacente a la superficie protegida.

RECUBRIMIENTO CONDUCTOR (1) Un recubrimiento que conduce electricidad. (2) Un material conductor, parecido a una masilla, usado como ánodo de corriente impresa sobre superficies de concreto reforzado.



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RECUBRIMIENTO DE ACABADO [Véase Recubrimiento Superior] RECUBRIMIENTO DE ADHESIÓN Una capa húmeda delgada que se aplica a la superficie y se deja

secar justo hasta que está pegajosa antes de aplicar un recubrimiento húmedo más espeso. (El uso de una capa de adhesión permite la aplicación de capas más espesas sin causar corrimientos o deslizamientos).

RECUBRIMIENTO DE BARRERA (1) Un recubrimiento que tiene alta resistencia a la penetración de líquidos y/o gases. (2) Un recubrimiento que se aplica sobre una superficie previamente recubierta para prevenir daños al recubrimiento subyacente durante el manejo subsiguiente.

RECUBRIMIENTO DE CONVERSIÓN

[Ver Recubrimiento de Conversión Química]

RECUBRIMIENTO DE CONVERSIÓN QUÍMICA

Un revestimiento producto de la reacción adherente en una superficie metálica formado por reacción con un químico adaptable para proporcionar al metal una mayor resistencia a la corrosión y aumentar la adhesión de los recubrimientos aplicados al metal. (Un ejemplo es un recubrimiento de fosfato de hierro sobre acero, que se desarrolla por la reacción con el ácido fosfórico).

RECUBRIMIENTO DE PESO Un recubrimiento externo aplicado a una tubería para contrarrestar la flotación.

RECUBRIMIENTO DIELÉCTRICO Un material no conductor eléctricamente, tal como un recubrimiento, lámina o tubo, que se coloca entre un ánodo y un cátodo adyacente, usualmente en el cátodo, para mejorar la distribución de la corriente en un sistema de protección catódica.

RECUBRIMIENTO PROTECTOR Un recubrimiento aplicado a una superficie para proteger el substrato de la corrosión.

RECUBRIMIENTO RICO EN ZINC INORGÁNICO

Recubrimiento que contiene pigmento de zinc metálico (por lo general 75 % peso de zinc o más en la película seca) en un vehículo inorgánico.

RECUBRIMIENTO RICO EN ZINC ORGÁNICO

Recubrimiento que contiene un pigmento de zinc metálico (por lo general 75% por peso de zinc o más en la película seca) en una resina orgánica.

RECUBRIMIENTO SUPERIOR La capa final de un sistema de recubrimiento. [También se llama Recubrimiento de Acabado].

REDUCCIÓN Ganancia de electrones por un componente de una reacción química.

RELLENO Material que se coloca en un agujero para llenar el espacio alrededor de los ánodos, tubo de venteo y los componentes enterrados de un sistema de protección catódica.

RESISTENCIA A LA CORROSIÓN Habilidad de un material, usualmente un metal, para soportar la corrosión en un sistema dado.

RESISTENCIA A LA FATIGA El máximo esfuerzo que puede sostenerse para un número especificado de ciclos sin falla.

RESISTENCIA DE POLARIZACIÓN La pendiente (dE/di) en la curva del potencial de corrosión (i) de la densidad de corriente (E) potencial. (La curva medida normalmente corresponde con el valor real de la resistencia de polarización cuando la tasa de barrido es baja y la resistencia descompensada es pequeña en comparación con la resistencia de polarización).



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RESISTENCIA ÚLTIMA La tensión máxima que puede soportar un material. RESISTIVIDAD (1) La resistencia por largo unitario de una sustancia con sección

transversal uniforme. (2) Una medida de la capacidad de un electrolito (Ej. tierra) para resistir el flujo de carga eléctrica (Ej. corriente de protección catódica). Los datos de resistividad se usan para diseñar un vertedor para un sistema de protección catódica.

RETORNO NEGATIVO Un punto de conexión entre el cable negativo de protección catódica y la estructura protegida.

REVESTIMIENTO Un recubrimiento o capa de material en hojas adherido a o en contacto íntimo con la superficie interna de un contenedor. Se usa para proteger al contenedor de la corrosión por su contenido y/o para proteger el contenido de un contenedor de la contaminación causada por el material del contenedor.

S SECADO POR AIRE Proceso por el cual un recubrimiento húmedo se convierte en una

película seca por la evaporación del solvente o la reacción con el oxígeno como resultado de la simple exposición al aire sin adición intencional de calor o un agente de curado.

SEMICELDA Un metal puro en contacto con una solución de concentración conocida de su propio ion, a una temperatura específica desarrolla un potencial que es característico y reproducible; cuando se conecta con otra semicelda se desarrolla un potencial global que es la suma de las dos semiceldas.

SEMICELDA DE REFERENCIA [Véase Electrodo de Referencia] SENSOR LUGGIN Un tubo pequeño o capilar lleno de electrolito que termina cerca

de la superficie de metal de un electrodo bajo estudio. Se usa para brindar una vía conductora de iones sin difusión entre el electrodo bajo estudio y un electrodo de referencia.

SEPARACIÓN CATÓDICA La destrucción de la adhesión entre un recubrimiento y la superficie recubierta causada por los productos de una reacción catódica.

SERIE DE FUERZAS ELECTROMOTRICES

Una lista de elementos arreglados de acuerdo a su potencial de electrodo, siendo el signo positivo para los elementos que son catódicos para el hidrógeno y el negativo para los anódicos para el hidrógeno.

SERIE EMF [Véase Serie de Fuerza Electromotriz]. SERIE GALVÁNICA Una lista de metales y aleaciones dispuesta según sus potenciales

de corrosión en un ambiente dado. SISTEMA DE PINTURA [Véase Sistema de Recubrimiento] SISTEMA DE RECUBRIMIENTO El número total y tipos de recubrimientos aplicados a un substrato

en un orden predeterminado. (Cuando se usa en un sentido más amplio, se incluyen la preparación de la superficie, pretratamientos, espesor de película seca y la manera de aplicarlo.)

SOBRETENSIÓN El cambio en el potencial de un electrodo desde su equilibrio o valor de régimen permanente cuando se aplica corriente.

SOBRETENSIÓN POR HIDRÓGENO

Sobretensión asociada con la liberación de gas hidrógeno.

SOLUCIÓN DE DECAPADO Un baño químico, por lo general solución ácida, usado para decapar.

SOPLADO CON ARENISCA Limpieza por soplado abrasivo con arenisca.



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SOPLADO DE TALLER Limpieza con soplado abrasivo con perdigones metálicos (por lo general acero) bajo condiciones controladas.

SULFATACIÓN La reacción de un metal o aleación con especies que contienen sulfuro para producir un compuesto de sulfuro que se forma sobre o debajo de la superficie del metal o aleación.

SUPERFICIE LIMPIADA CON SOPLADO DE METAL BLANCO

Una superficie limpiada con soplado de metal blanco, vista sin amplificación, debe estar libre de todo aceite, grasa, polvo, mugre, incrustaciones, herrumbre, recubrimiento, óxidos, productos de la corrosión y otra materia extraña visible. [Véase NACE No. 1/SSPC-SP 5].

SUPERFICIE LIMPIADA POR SOPLADO CASI BLANCO

Una superficie limpiada por soplado casi blanco, vista con amplificación, estará libre de todo aceite, grasa, polvo, mugre, incrustaciones, herrumbre, recubrimiento, óxidos y productos de la corrosión visibles. Las manchas aleatorias se limitarán a no más de 5% de cada área unitaria de superficie (aprox. 58 cm2 [9.0 pulg.2], y puede consistir de sombreado ligero, rayas leves o decoloraciones menores causadas por manchas de herrumbre, manchas de incrustaciones o manchas de recubrimiento aplicado previamente [Véase NACE No. 2/SSPC-SP 10]

SUPERFICIE LIMPIADA POR SOPLADO COMERCIAL

Una superficie limpiada por soplado comercial, cuando se ve sin amplificación, estará libre de todo aceite, grasa, suciedad, polvo, incrustación, herrumbre, recubrimiento, óxidos, productos de la corrosión y otra materia extraña visible. El manchado aleatorio se limitará a no más del 33% de cada área unitaria (aproximadamente 58 cm2 [9.0 pulg.2]) de la superficie y puede consistir de sombras ligeras, rayas leves o decoloraciones menores causadas por manchas de herrumbre, manchas de incrustación o manchas de recubrimiento aplicado anteriormente. [Ver NACE No.3/SSPC- SP 6]

SUPERFICIE LIMPIADA POR SOPLADO CON CEPILLADO

Una superficie limpiada por soplado con cepillado, cuando se mira sin amplificación, estará libre de todo aceite, grasa, suciedad, polvo, incrustación suelta, óxido suelto y recubrimiento suelto visibles. Pueden permanecer incrustaciones, óxido y recubrimiento fuertemente adheridos a la superficie. Estos se consideran fuertemente adheridos si no se pueden quitar con una espátula. [Véase NACE No. 4/PSC-SP 7]

T TÉCNICA DE RAPIDEZ DE DEFORMACIÓN LENTA

Una técnica experimental para evaluar la susceptibilidad al agrietamiento ambiental. Incluye tensar la muestra hasta que falle en tensión uniaxial a una rapidez de deformación lenta controlada mientras la muestra está en el ambiente de prueba y examinándola en busca de agrietamiento ambiental.

TIERRA REMOTA Un lugar en la tierra lo suficientemente lejos de la estructura afectada en donde los gradientes de potencial asociados con las corriente que ingresan a la tierra desde la estructura afectada son insignificantes.

TRANSPASIVO La región noble de un potencial donde un electrodo muestra una densidad de corriente mayor que pasiva.

TRASLAPE FRÍO (1) Discontinuidad causada por la solidificación de los meniscos de un ánodo parcialmente moldeado como resultado de un flujo interrumpido de la corriente moldeadora. Los meniscos solidificados se cubren con metal cuando el flujo se restablece. Los traslapes fríos pueden presentarse a lo largo de un ánodo. (2) Una película protectora que consiste de una o más capas, aplicadas



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en un orden predeterminado mediante métodos prescritos para un espesor de película seca específico, incluyendo cualquier material de refuerzo que pueda especificarse.

TRATAMIENTO POR CALOR Calentar y enfriar un metal o aleación sólida de tal forma para obtener propiedades deseadas. El calentamiento con el único fin de laminado en caliente no se considera un tratamiento por calor.

TRATAMIENTO POR CALOR DE SENSIBILIZACIÓN

Un tratamiento por calor, ya sea accidental, intencional o incidental (como durante la soldadura), que ocasiona precipitación de los componentes (por lo general carburos) en las fronteras de grano. A menudo causa que la aleación se vuelva susceptible a la corrosión intergranular o agrietamiento de corrosión por esfuerzo intergranular.

TRATAMIENTO POR CALOR DE SOLUCIÓN

Calentar un metal a una temperatura apropiada y sostenerlo a dicha temperatura tiempo suficiente para que uno o más componentes entren en la solución sólida, y después enfriar rápidamente para retener a los componentes en la solución.

TRATAMIENTO POR CALOR POSTERIOR A LA SOLDADURA

Calentamiento y enfriamiento de una soldadura para obtener la propiedades deseadas.

UNIÓN PERTURBADORA Una conexión metálica intencional entre sistemas metálicos en contacto con un electrolito común, diseñada para controlar el intercambio de corriente eléctrica entre los sistemas.

V VEHÍCULO La porción líquida de un material de recubrimiento formulado. VERTEDOR Uno o más ánodos instalados debajo de la superficie de la tierra

para suministrar protección catódica. VERTEDOR HUECO Uno o más ánodos instalados vertical u horizontalmente a una

profundidad nominal de menos de 15 metros (50 pies) con el fin de brindar protección catódica.

VERTEDOR PROFUNDO Uno o más ánodos instalados verticalmente a una profundidad nominal de 15 m (50 pies) o más bajo la superficie del terreno en un hoyo perforado con el propósito de proporcionar protección catódica.

VIDA EN RECIPIENTE El tiempo transcurrido dentro del cual un recubrimiento puede aplicarse eficazmente después de que todos sus componentes se han mezclado perfectamente.

VOLTAJE DE DESCOMPOSICIÓN [Véase Potencial de Descomposición]

Z ZONA AFECTADA POR CALOR La porción del metal base que no se funde durante el latonado,

cortado o soldado, pero cuya microestructura y propiedades se alteran con el calor de estos procesos.

Glosario de Corrosión Interna 1

Manual del Curso sobre Corrosión Interna en Tuberías © NACE International, 2003 Octubre 2003

Glosario de Corrosión Interna

Ácidos Orgánicos: Ácidos débiles que son el producto final del metabolismo por una variedad de microorganismos, los cuales son corrosivos para el acero al carbón y otros metales. Estos ácidos están correctamente clasificados como ácidos carboxílicos (contienen un grupo carboxilo COOH) y también se conocen como ácidos grasos de cadena corta.

Acuoso: Un líquido que contiene agua.

Aeróbico: Que contiene o utiliza aire u oxígeno.

Aislamiento Eléctrico:

La condición de estar eléctricamente separado de otros conductores (ej., los metales)

Alcalinidad Total: La alcalinidad es una medida de la propiedad de los líquidos para neutralizar los ácidos. La alcalinidad total es el efecto de sumar todas las fuentes principales de alcalinidad, tales como la alcalinidad del carbonato (CO3

=), del bicarbonato (HCO3) y del hidróxido (OH-). Las mediciones de alcalinidad total deberían llevarse a cabo en campo inmediatamente después de tomar la muestra ya que su valor depende del pH y es capaz de cambiar con el tiempo.

Alcalinidad: Una medición de la capacidad del agua para neutralizar los ácidos. Anaeróbico: Libre de aire u oxígeno.

Anaerobio Obligado: Bacteria anaeróbica que no puede crecer en presencia de oxígeno libre o para la que el oxígeno es tóxico.

Anión: Un ión cargado negativamente (ej., cloruro–Cl-, sulfato–SO4-, etc) que

reacciona con especies de iones de carga positiva (véase “Catión”) para formar sales u otros compuestos, que pueden formar depósitos de incrustaciones y pueden fomentar o inhibir la corrosión

Ánodo Galvánico: Un metal que preferentemente se corroe y proporciona protección a otro metal, como en un ánodo de sacrificio. También aplica a los metales que son más nobles en la serie cuando se acoplan en un electrolito debido a su posición relativa en la serie galvánica.

Ánodo: El electrodo de una celda electroquímica en la que la oxidación es la reacción principal y ocurre la corrosión

Azufre: Un elemento que tiene múltiples formas posibles. Las formas relevantes que pueden estar presentes en un sistema de gas natural incluyen H2S, azufre elemental, sulfuro disuelto, y oxianiones de azufre (ej. sulfato – SO4

2-).

Bacteria Aeróbica: Bacteria que requiere oxígeno para su metabolismo y crecimiento.

Bacteria Anaeróbica: Bacteria capaz de crecer sin oxígeno libre; el oxígeno es tóxico para muchos de estos organismos.

Bacteria Planctónica: Bacteria que flota o nada libremente en los fluidos a granel.

Bacteria Reductora de Sulfato (SRB):

Un grupo de bacterias anaeróbicas que reduce el sulfato a sulfuro (ver “Corrosión Inducida Microbiológicamente”). Consideradas por muchos como el principal agente causante de la MIC.

Bacteria Sésil: Bacteria pegada a la superficie.



Bacterias Facultativas:

Microorganismos que son capaces de crecer con o sin la presencia de un factor ambiental específico (ej. aeróbico facultativo). Cuando el oxígeno no está disponible, como en los sistemas de gas natural o en la zona anaeróbica de una película biótica, los organismos aeróbicos facultativos utilizan sulfatos o nitratos como receptores de electrones en lugar del O2.

Bacterias Productoras de Ácido (APB):

Bacterias que producen Ácidos Orgánicos como producto terminado de su metabolismo, que pueden ser aeróbicas o anaeróbicas

Biocidas: Un aditivo usado para exterminar o controlar las bacterias. Algunos biocidas también tienen capacidad de inhibición en ciertos ambientes corrosivos.

Botellas de Cultivo: Botellas/frascos con medios líquidos formulados para cultivar y cuantificar diferentes grupos de bacterias que se encuentran en el ambiente de un campo petrolero/tubería.

Carbonato de Hierro (FeCO3):

Un producto de la corrosión del hierro y del acero. Los depósitos de incrustaciones de FeCO3 se forman a menudo cuando el hierro disuelto en el agua reacciona con los carbonatos y se precipita en las superficies de metal. El carbonato de hierro en la porción externa del tubo es un indicador de que CP está llegando a esa área.

Catión:

Un ión de carda positiva (ej., sodio-Na+, hierro–Fe2+ o Fe3+) que reacciona con especies de iones de carga negativa (véase “Anión”) para formar sales u otros compuestos, que pueden formar incrustaciones y depósitos

Cátodo: El electrodo de una celda electrolítica en donde la reducción es la reacción principal.

Cavitación: Es la erosión de una superficie debido a la formación y rompimiento súbitos de burbujas que contiene vapor, gas, resultando de líquidos que se mueven a gran velocidad. Conforme las burbujas se rompen y las superficies líquidas circundantes se encuentran, una gran cantidad de energía cinética se libera y puede romper una película superficial protectora sobre el metal y causa el inicio de la pérdida/ corrosión del metal.

Celda de Concentración:

Una celda electrolítica, cuyo EMF es causado por una diferencia en la concentración de algún componente en el electrolito. Esta diferencia provoca la formación de regiones discretas de cátodo y ánodo.

Condiciones Alteradas:

Condiciones anormales de operación. Con respecto de la corrosión interna, el punto importante es cuando se introducen temporalmente los constituyentes corrosivos en la corriente del gas.

Conductividad: La capacidad de una substancia (medida en ohm-cm) para conducir una carga eléctrica o corriente, debido a la presencia de iones de carga positiva o negativa. En teoría, cuanto mayor la conductividad de un electrolito mayor la posibilidad de que ocurra la corrosión.

Corriente Imprimida: Una corriente eléctrica suministrada por un dispositivo que emplea una fuente de poder que es externa al sistema del electrodo. Un ejemplo es la corriente directa para CP.



Corrosión Galvánica: Corrosión acelerada de un metal debido al contacto eléctrico con un metal

más noble o un conductor no metálico en un electrolito corrosivo. También se conoce como corrosión de metales disímiles.

Corrosión Inducida Microbiológicamente (MIC):

La corrosión inhibida o acelerada mediante la presencia o actividad, o ambas, de microorganismos, incluyendo los efectos resultantes de los procesos metabólicos. A menudo los dos grupos de bacterias que se identifican en la MIC de los sistemas de gas natural son: Bacterias Productoras de Ácidos (APB) y Bacterias Productoras de Sulfato (SRB).

Corrosión Intergranular:

Corrosión preferencial o adyacente a las fronteras del grano de un metal o aleación, con relativamente poca corrosión de los granos. Ocurre cuando hay desigualdades en las actividades entre las fronteras del grano y el grano, que pueden ser causa de impurezas en la frontera del grano, enriquecimiento de uno de los elementos de aleación o agotamiento de uno de estos elementos en las áreas de la frontera del grano.

Corrosión por Choque:

Una forma de erosión-corrosión generalmente asociada con la fragilización local de un fluido que fluye a alta velocidad contra una superficie sólida. Este tipo de ataque ocurre cuando una corriente líquida choca con una superficie de metal y rompe las películas protectoras en áreas muy pequeñas. El choque es muy similar a la erosión-corrosión, pero normalmente se considera que se debe al soplado más directo de la superficie por un fluido que es a menudo el resultado de turbulencia alrededor de partículas pequeñas que se adhieren a la superficie de metal.

Corrosión por Fisura (Contacto):

Corrosión localizada (similar a las picaduras) de una superficie metálica, o de la inmediatamente adyacente a un área que está protegida contra la exposición total al ambiente resultando en un área donde el flujo se estanca. La protección puede resultar bajo lavaderos, empaques de bridas y sedimentos.

Corrosión Subdepositada:

Corrosión localizada debajo o alrededor de un depósito o acumulación de material sobre una superficie metálica. El depósito puede deberse a la acumulación del producto de la corrosión, precipitación de sólidos del agua, o actividad microbiológica.

Corrosión Uniforme: La corrosión que procede aproximadamente a la misma proporción sobre un área grande de una superficie metálica.

Corrosión: Reacción química o electroquímica entre un material, por lo general metal, y su ambiente, que produce un deterioro del material y sus propiedades.

Cupón de Corrosión: Una muestra pequeña de metal, cuidadosamente pesada y medida que se usa para determinar la pérdida de metal causada por la corrosión en un período de tiempo. Los cupones generalmente están hechos de la misma composición de metal que la estructura en que se instala.

Densidad Promedio de Picadura:

El número promedio de picaduras por centímetro cuadrado (cm2) localizadas en cualquier lado de un Cupón de Microscopio de Electrón según se observa con un microscopio de luz a una amplificación de 10x. Esta medición puede varias de 0 a 99, y el valor predeterminado de 100 (el valor de detección máxima) que indica si se cuentan 100 picaduras/cm2 o más.



Dióxido de Carbono (CO2):

Gas incoloro e inodoro presente a niveles diferentes en el gas natural. Cuando se disuelve en agua suave, el CO2 forma ácido carbónico (H2CO3), que es corrosivo para el hierro y el acero. Cuando hay agua dura, el CO2 formará carbonatos (CO3

2-) y/o bicarbonatos (HCO3-).

Discontinuidad: Toda discontinuidad o punto desnudo en una superficie recubierta.

Electrolito: La tierra o líquido adyacente a y en contacto con un sistema enterrado o sumergido, incluyendo la humedad y otros químicos contenidos ahí. En el electrolito, los iones presentes migrarán en un campo eléctrico.

Erosión Corrosión: Una acción conjunta que involucra a la corrosión y a la erosión en presencia de un fluido corrosivo en movimiento, que lleva a la pérdida acelerada de material. En este mecanismo, la erosión sirve para evitar las incrustaciones protectoras o películas que se forman sobre las áreas de corrosión activa. Puede ocurrir donde los cambios en el tramo de tubo causan turbulencia o en curvas y codos. La erosión–corrosión está relacionada estrechamente con el surgimiento de la corrosión.

Erosión: La pérdida progresiva de material de una superficie sólida debido a la interacción mecánica entre esa superficie y un fluido, un fluido multicomponente, o partículas sólidas transportadas con el fluido. En la erosión simple, la corrosión no contribuye a la pérdida de metal. La erosión puede aparecer como cavidades alargadas o canales paralelos a la dirección del flujo o pérdida general de metal en los cambios de sección, curvas o codos. El daño debido a la erosión generalmente tiene una apariencia lisa.

Espectroscopio Dispersivo de Energía (EDS):

Cuando se usa un haz de electrones (i.e., SEM) para bombardear la superficie metálica o una muestra sólida, se emiten rayos X con una energía característica. Los picos de la energía característica emitidos se usan para identificar elementos individuales sobre una base cualitativa (i.e., no cuantitativa).

Flujo de Gas: Flujo estratificado – Baja velocidad de gas (concentración líquida en el fondo del tubo)

Onda de Neblina – Velocidad de gas intermedia (concentración de líquido arrastrado parcialmente en el flujo del gas)

Neblina anular – Alta velocidad de gas (concentración de líquido alrededor de la circunferencia del tubo y arrastrado en el flujo del gas.

Fragilización: La pérdida severa de ductilidad o dureza, o ambas, de un material, usualmente en un metal o una aleación.

Gravedad Específica: La relación entre el peso de un volumen dado de una substancia a una temperatura dada (a menudo se usa 60o F [15.6 o C]) y el peso de una substancia estándar a la misma temperatura. La gravedad específica de una solución puede usarse como una indicación de la cantidad de sales disueltas en el agua. Conforme aumenta la gravedad específica, la densidad – y por lo tanto la cantidad de sales disueltas – también aumenta.



In situ: Frase en latín que significa "en lugar". Cualquier proceso que ocurre en

campo y no en planta. El recubrimiento interior de un tubo después de la instalación se llama recubrimiento in situ.

Índice de Estabilidad: Una expresión empírica que indica las tendencias de incrustación y corrosión de las muestras de agua. El índice de estabilidad proporciona un valor algo cuantitativo para saber si la incrustación de carbonato de calcio se depositará dentro de una tubería, así como la severidad potencial de que pudiera ocurrir cualquier incrustación o corrosión En general, los números más positivos indican una mayor probabilidad de formación de incrustación y los números más negativos indican una posibilidad aumentada para la corrosión. El índice de estabilidad es preciso cuando se calcula usando mediciones de campo del pH y alcalinidad.

Inhibidores: Una substancia química o combinación de substancias que, al presentarse en la concentración y formas apropiadas en el ambiente, previenen o reducen la corrosión. Los inhibidores tienen solubilidad y características de dispersión, y algunos se activan con el pH. Dependiendo del producto, los niveles de concentración de 50 a 250 ppm son residuos deseados en la fase líquida apropiada.

Inspección En Línea (“Limpieza con Taco Inteligente”):

La inspección de una tubería de acero usando un instrumento o herramienta electrónica que viaja a lo largo del interior de la tubería para localizar la corrosión y/o los defectos del material.

Inyección Continua: Un método para aplicar inhibidores de corrosión o biocidas por inyección continua de químico. Puede usarse en flujos estratificados o anulares. Generalmente se recomienda cuando los líquidos libres son transportados en la corriente del gas.

Ión de Bicarbonato (HCO3

-): Ocurre naturalmente en las aguas de ciertos campos petroleros y puede actuar como un buffer (amortiguador) y evita que la acidez en el agua se incremente (véase “Alcalinidad”) y también puede fomentar la formación de incrustaciones

Ión de Calcio (Ca++): El calcio es un catión de “metal activo” que es un ingrediente disuelto común de la mayoría de las aguas, que representa un porcentaje de sólidos totales disueltos y es un componente de la dureza del agua. Los iones de calcio se pueden combinar con los iones de sulfato o carbonato para formar compuestos insolubles, que pueden a su vez formar depósitos e incrustaciones que pueden ser protectores. La formación excesiva e incontrolada de depósitos de incrustaciones puede disminuir el diámetro del tubo y crear problemas de flujo.

Ión de Carbonato (CO3

=): Iones que ocurren naturalmente en aguas de ciertos campos petroleros que participan en el buffering de ácidos y en la formación de incrustaciones.

Ión de Cloruro (Cl-): Un anión que es un componente disuelto muy común de la mayoría de las aguas y que se sabe que fomenta la corrosión, particularmente localizada (picaduras, fisuras, etc.). El cloruro por lo general representa el porcentaje más significativo de los sólidos totales disueltos en muchas muestras de agua, ya que es el componente principal de la mayoría de las salmueras.



Ion de Hierro (Fe++/Fe+++):

El hierro es un catión metálico que es un componente disuelto común de la mayoría de las aguas (generalmente en la forma férrica oxidada-Fe3+) y el indicador principal de corrosión del acero al carbón. En ambientes anaeróbicos como sistemas de gas natural, el hierro puede estar también presente en la forma férrica reducida (Fe2+).

Hierro disuelto: Generalmente determinado en campo en muestras acuosas no tratadas usando métodos colorimétricos, indica todas las especies de hierro en la solución. Hierro total: Generalmente determinado en el laboratorio en muestras acidificadas que solubilizan todo hierro no disuelto en la muestra para detección de todo hierro presente.

Ion de Magnesio (Mg++) :

El magnesio es un catión divalente, muy reactivo. Es un constituyente común disuelto en la mayoría de las aguas que representa un porcentaje del total de los sólidos disueltos y es un componente mayoritario de la dureza del agua. Los iones magnesio pueden combinarse con iones sulfato o carbonato para formar compuestos insolubles, que pueden convertirse a su vez y formar depósitos de sales e incrustaciones que pueden ser protectores. La formación excesiva e incontrolada de depósitos de incrustaciones puede disminuir el diámetro del tubo y crear problemas de flujo.

Ion de Potasio (K+): Un catión monovalente que es un constituyente común disuelto de la mayoría de las aguas y formación de salmueras.

Ion de Sodio (Na+): Un catión monovalente metálico que es un constituyente común disuelto del agua, salmueras e incrustaciones. El sodio forma comúnmente sales con aniones tales como el cloruro. La adición de sales al agua aumenta su conductividad y posiblemente su corrosividad.

Ion Hidróxido (OH-): Un componente disuelto del agua que tiene la capacidad de neutralizar los ácidos y actuar como un inhibidor aniónico. Los iones de OH también constituyen un componente en la alcalinidad calculada del agua.

Lectura de Verificación:

Una lectura para probar una sonda de RE usando las dos referencias internas del medidor electrónico, donde la diferencia de las dos debería permanecer constante (con relación a la temperatura).

Líquidos Libres: Líquidos (hidrocarburos o agua) que no se vaporizan o son arrastrados en la fase de gas.

Manganeso (Mnn+): El Manganeso es un catión metálico que tiene múltiples estados de oxidación y es un constituyente común disuelto en la mayoría de las aguas pero usualmente a bajas concentraciones. Mn es también un constituyente del acero al carbón. Su presencia en las muestras líquidas puede indicar no solamente que la corrosión está presentándose en el sistema sino que también puede usarse para seguir el proceso de corrosión.



Metabolismo: Las reacciones químicas en todos los organismos vivientes que son

responsables del crecimiento y la supervivencia. Por ejemplo, en muchos microorganismos estas reacciones son de oxidación y reducción que están acompañadas por una liberación de energía. Debido a que los microbios pueden actuar como donadores o receptores de electrones, los microorganismos adheridos a las superficies metálicas son capaces de producir reacciones electroquímicas que pueden llevar a la corrosión de la celda.

Metanol (CH3OH): Usado generalmente como anticongelante, como vehículo en los inhibidores de corrosión o biocidas y tuberías para drenado posterior a las pruebas hidrostáticas,

Miligramos por Litro(mg/l):

Relación de peso–volumen que es una unidad de medición comúnmente usada para expresar los componentes detectados en las muestras de agua. En ocasiones se usa incorrectamente miligramos por litro (mg/l) intercambiándola por partes por millón. Para convertir mg/l a ppm, puede usarse la siguiente ecuación:

(mg/l) / (gravedad específica ) = ppm

Oxidación: Pérdida de electrones mediante un constituyente de una reacción electroquímica.

Óxido de hierro (Fe2O3):

Un producto de la corrosión muy común del hierro y aceros (es decir, "herrumbre"). Los depósitos de incrustaciones de Fe2O3 se forman cuando los iones de hierro disuelto en el agua reaccionan con el aire y se precipitan sobre las superficies de metal.

Oxígeno (O2): Un gas incoloro e inodoro que, cuando se disuelve en agua, puede servir como un reactante catódico promoviendo la corrosión. Aunque es bien conocido por su rol en la corrosión del acero y el hierro cuando está disponible (i.e., ciertos ambientes externos), el oxígeno no es un factor en la mayoría de la corrosión interna de los sistemas de gas natural porque no se presenta en el gas producido y se minimiza su ingreso.

Partes Por Millón (ppm):

Una de las unidades comúnmente usadas para reportar los análisis de agua. La parte por millón (ppm) es una medida de proporción mediante el peso, equivalente a una unidad de peso de substancia disuelta por millón de unidades de peso de la solución. La unidad que se usa en los análisis de agua es el miligramo (mg), de modo que 1 ppm es equivalente a 1 mg de soluto por 1,000 gramos de solución.

Periodo de Exposición:

Número de días a los que un cupón se expone a las condiciones del sistema. Este valor se usa para calcular la proporción de corrosión general y la proporción de picaduras.

Peso final: El peso final, en gramos (g), de un cupón de corrosión después de exponerlo a las condiciones de la tubería y limpiarlo. Este valor se usa como el “Peso Inicial” para determinar la pérdida (o ganancia) de peso. Esta diferencia en el peso (convertida típicamente a miligramos, mg) se usa para calcular la tasa de corrosión, incluyendo la presencia de incrustación o la remoción de metal del cupón como resultado de la limpieza o daño mecánico.

Peso Inicial: Este es el peso inicial, en gramos (g), de un cupón de corrosión antes de exponerlo a las condiciones de la tubería (también conocido como “Peso al



Empezar”). Este valor se usa con el “Peso Final” para determinar la pérdida (o ganancia) de peso. Esta diferencia de peso (convertida típicamente a miligramos, mg) se usa para calcular la proporción de corrosión.

pH: El logaritmo negativo de la concentración del ion hidrógeno en una substancia. Un pH de 7.0 es neutro. Un pH menor a 7.0 es ácido, mientras que un pH mayor a 7.0 es alcalino.

Picaduras: La corrosión de la superficie metálica, confinada en un punto o área pequeña, que toma la forma de cavidades. La corrosión subsecuente sufre la pérdida de metal localizada, más que sobre la superficie entera. En general, una picadura puede describirse como una cavidad o agujero donde el diámetro de la superficie es aproximadamente del mismo tamaño o menor que su profundidad.

Porcentaje Molar (mol. %):

El porcentaje de un compuesto o moles en una muestra.

Para convertir la presión parcial a % molar, usar la ecuación siguiente:

[presión parcial (psia) x 100%] / [presión (psig) + presión atmosférica (psig)]

Por ejemplo, si la presión parcial de CO2 en el gas natural fuera 5 psia y la presión de operación en la tubería fuera 1,000 psig, el % mol. Se calcularía como sigue:

[(5) x (100)] / (1,000 + 1 atmósfera*)

(500) / (1,014.7) = 0.49 % mol.

*1 atmósfera (al nivel del mar) = 14.7 psi

Potencial Combinado:

El potencial de un espécimen (o especimenes en un par galvánico) cuando dos o más reacciones electroquímicas están ocurriendo simultáneamente (ej., la corrosión del hierro conforme a la reacción anódica y la reducción del oxígeno conforme a la reacción catódica).

Potencial de Corrosión (Ecorr):

El potencial de una superficie corrosiva en un electrolito relativa a un electrodo de referencia medida en condiciones de circuito abierto. También llamado: potencial nativo, potencial en reposo, potencial de circuito abierto, o potencial de corrosión libre.

Presión Parcial: La presión, en libras por pulgada cuadrada atmosférica (psia), de un componente gaseoso en una tubería o recipiente. La presión parcial de un gas representa la presión que un gas ejercería sobre un sistema si fuera el único gas presente. La presión parcial de un gas puede computarse utilizando la ecuación siguiente (asumiendo un gas ideal):

presión parcial = [% fracción molar x presión total] donde: % fracción molar = [(%molar ) / (100)] presión total (psia) = [presión (psig) + presión atmosférica (psi)]

Por ejemplo, si una muestra de gas tiene 0.5 % mol de CO2 y la presión de operación de la tubería fuera 1,000 psig, la presión parcial del CO2 se calcularía como sigue:

[(0.5) / (100)] (1,000 + 1 atmósfera*) (0.005) (1,014.7) = 5.07 psia

*1 atmósfera (al nivel del mar) = 14.7 psi



Presión: La fuerza ejercida o aplicada sobre una superficie, expresada en libras por pulgada cuadrada manométricas (psig). La presión afecta a las tasas de la mayoría de las reacciones químicas, incluyendo las reacciones de la corrosión. La importancia básica de la presión es su efecto sobre los gases disueltos; más gas penetra la solución conforme se aumenta la presión. Esto a la vez puede aumentar lo corrosivo de la solución.

Proporción de Corrosión:

La cantidad de corrosión que se presenta en una unidad de tiempo. Generalmente se expresa en mils por año (mpa) para cambios del espesor uniforme del metal o pérdida de metal. Un mil es 0.001 de pulgada, o un milésimo de pulgada. Las proporciones de corrosión pueden ayudar a indicar la severidad de la corrosión en un sistema y se calculan usando los valores conocidos de:

W = pérdida/ganancia de peso (mg—miligramos), D = densidad de la muestra de material (g/cm3 - gramos por centímetro cúbico), A = área del cupón de muestra (pulg2 – pulgadas cuadradas), y T = tiempo de exposición (días), mediante la ecuación siguiente:

mpa = W x 365 / D* x 16.4 x A x T

*Densidad del acero al carbón = 7.85

Proporción de Picadura:

La tasa de penetración calculada usando la profundidad máxima de la picadura medida en un cupón. Esta penetración se extrapola sobre el período de 1 año y se expresa en mils por año (mpa). La ecuación siguiente se usa para calcular la proporción de picadura:

Mpa = profundidad max. de picadura (micrones) x 0.03937 (mils/micrón) x 365 (días/ año) período de exposición (días)

Protección Catódica (CP):

Una técnica para reducir la tasa de corrosión de la superficie de un metal, haciéndola el cátodo de una celda electroquímica. La tasa de corrosión puede reducirse cambiando el potencial de corrosión del electrodo hacia un potencial menos oxidante, aplicando una fuerza electromotriz externa o usando un ánodo de sacrificio.

Pulverización (agitación):

Girar una muestra de aceite a gran velocidad para determinar su sedimento básico y contenido de agua.

Punto de Rocío del Agua:

El punto al que el gas se satura con vapor de agua y comienza a condensar agua líquida. El contenido de agua en lb/mmscf determina la temperatura y la presión a la que el líquido se condensa.

Recubrimiento: Un material (usualmente orgánico) aplicado a una estructura para separarla del ambiente.

Reducción: La ganancia de electrones mediante un constituyente de una reacción electroquímica.

Serie de Fuerza Electromotriz (Serie EMF):

Una lista de los elementos arreglados de acuerdo con sus potenciales de electrodos estándares, siendo positivos los metales “nobles” como el oro y negativos los metales “activos” tales como el zinc.



Serie Galvánica: Una lista de metales y aleaciones arreglada de acuerdo a sus potenciales de corrosión relativos en un ambiente dado.

Sistema Húmedo: Una tubería que transporta gas saturado con agua.

Sistema Seco: Una tubería que transporta un gas a un punto de rocío aceptable, el cual no condensará el agua libre en la corriente gaseosa.

Sólidos Disueltos Totales (TDS):

La suma de todos los iones disueltos, aniones y cationes, medidos en el análisis de un líquido acuoso. Este valor puede usarse para predecir la conductividad del agua y si el agua se compone principalmente de salmuera o agua condensada. Este valor también puede usarse para verificar la integridad de un análisis con la suma de cada uno de los componentes individuales de la muestra, siendo aproximadamente igual al valor de los sólidos disueltos totales.

Sonda de Resistencia de Polarización Lineal (LPR):

Una resistencia de polarización lineal (LPR) mide las tasas de corrosión instantáneamente mediante la utilización de un método electroquímico conocido como polarización lineal en el que la sonda se polariza (cambia) a partir de su potencial de corrosión inherente y se mide la corriente resultante. Esta corriente resultante entonces se utiliza para estimar el rango de corrosión.

Sondas de Resistencia Eléctrica (RE):

Una sonda electrónica que puede usarse en sistemas donde el gas o los líquidos (incluyendo hidrocarburos) están presentes, para determinar la pérdida de metal en el tiempo midiendo el aumento en la resistencia del electrodo conforme su área de sección transversal se reduce por la corrosión. La resistencia del electrodo se compara luego con la resistencia de un electrodo estándar no expuesto.

Sulfato (SO4=): Un compuesto aniónico no metálico, divalente que es un constituyente común

disuelto en la mayoría de las aguas. El SO4= puede combinarse con iones de

calcio o magnesio para formar compuestos insolubles, que pueden a su vez formar depósitos de que pueden servir como una incrustación protectora. Sin embargo, si la formación de estos depósitos es excesiva e incontrolada, su acumulación puede disminuir el diámetro del tubo y crear problemas de flujo. El sulfato es importante también debido a que se reduce a sulfuro por la bacteria reductora de sulfato (SRB) (altamente corrosivo) y oxígeno.

Sulfuro de Hidrógeno (H2S):

Un gas incoloro, venenoso e inflamable que tiene un olor característico a huevo podrido a concentraciones bajas. El H2S es muy soluble en agua. Cuando se disuelve se comporta como un ácido débil y a menudo causa picaduras del acero al carbón, dependiendo del tipo de película formada sobre la superficie del metal.

Sulfuro de Hierro (FeS):

Una corrosión negra producto del hierro y el acero que es corrosivo por sí mismo. Se origina a partir de reacciones entre el hierro disuelto y los iones de sulfuro (S) que pueden estar presentes en el gas de sulfuro de hidrógeno o producido por una bacteria.



Temperatura:

La temperatura, en grados Fahrenheit (o F), o grados Celsius (o C) es una medida del calor presente en una substancia o en su ambiente. Debido a que la temperatura cambia rápidamente, debe medirse en el momento de recolectar la muestra. Todas las reacciones químicas se afectan con la temperatura, ya sea directamente o como resultado de sus tasas de reacción, solubilidad, cambios de fase, etc. Algunos de estos efectos son complejos; sin embargo, en general, un incremento en la temperatura incrementa la tasa de corrosión. Una regla práctica sugiere que la tasa de reacción se duplica por cada 10o C de aumento de temperatura. Para convertir grados Celsius a Fahrenheit, la fórmula es la siguiente:

o F = [o C x 1.8] + 32

Tendencia a la Incrustación:

Describe un potencial del agua para formar incrustaciones (ver “Índice de Estabilidad”). La tendencia a la incrustación en un sistema se ve influenciada por la temperatura, presión, concentración de diferentes iones, y la cantidad de gases disueltos. Un índice de estabilidad fuertemente positivo sugiere un potencial para la incrustación, mientras que un índice de estabilidad muy negativo predice que no hay precipitación de incrustación y que hay un potencial para la corrosión. Los valores intermedios generalmente se consideran no concluyentes con respecto a la incrustación o la corrosión.

Tratamiento por Lotes:

A veces conocido como tratamiento por descargas, se realiza inyectando un inhibidor de corrosión o un biocida en un lugar o en varios puntos seleccionados en un sistema. Generalmente se usa junto con las operaciones de limpieza con taco. Usualmente funciona mejor cuando no hay líquidos libres transportados con el gas.

Velocidad Crítica: La velocidad a la que se inicia la corrosión en una tubería.

Velocidad de Flujo: Un cálculo de la velocidad a la que se mueve un gas o un líquido a través de un tubo de diámetro específico.

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