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Mejoras Operacionales en Producción y Compresión de Gas

XVII Convención de Gas , AVPG, Caracas, Venezuela, 23 - 25 de Mayo, 2006 Página 1

NUEVA VISIÓN DEL CONTROL DE CORROSIÓN SOBRE LAPRODUCCIÓN DE GAS LIBRE COSTA AFUERA VENEZOLANA

Jesús Peñalver, Jesús Serrano

[email protected]

PDVSA – Oriente / Distrito NorteSptcia. de Ingeniería de Mantenimiento

Exploración y Producción, Punta de Mata, 0291-6607491Apartado Postal 1606, Monagas 6201-A. Venezuela

RESUMEN

El Control de la Corrosión en instalaciones Costa Afuera se ha convertido en uno de

los aspectos más importantes a considerar para las Empresas Propias y Foráneas

que desean invertir y desarrollar negocios petroleros en el área de extracción,

transporte y comercialización Hidrocarburos Gaseosos en Venezuela. Las

oportunidades de Inversiones Propias y Extranjeras en el desarrollo de las

actividades Petroleras costa afuera se han convertido en un asunto de Interés

Nacional no solo por la Generación de Divisas, sino por la oportunidad de desarrollar

tecnologías propias y experiencias aprendidas de la Explotación de Hidrocarburos en

Venezuela desde hace más de 50 años. Particularmente en las Costas y Mar afuera

de Venezuela donde el uso de estructuras Metálicas bien sea por su diseño y/o

concepción original deban estar sumergidas en Mar y/o por el efecto de las

condiciones atmosféricas corrosivas del Clima Marino de Venezuela, se hace

necesario el estudio minucioso y exhaustivo así como un análisis profundo de todas

las variables Mecánicas y Metalúrgicas desde las etapas de Diseño y/o

conceptualización de Proyectos tan importantes para el desarrollo sustentable y

confiable del Gas Libre en la Costa-afuera Venezolana. Basados en las experiencias

desarrolladas en el área de Ingeniería de Materiales y Control de Corrosión,

asociadas a las áreas de Transmisión y Distribución de Gas Libre en diferentes áreas

Geográficas de Venezuela (Maracaibo, Anaco, San Tomé, Norte y Sur de Monagas),

mailto:[email protected]



el presente trabajo presenta una visión Global y particular sobre el manejo de planes

para el Control de Corrosión en Instalaciones Petroleras Venezolanas Costa afuera.

Esta visión se basa en el desarrollo de (5) Grandes áreas: Control de Corrosión en la

Fuente, Equipos de Subsuelo y Superficie, Control de Corrosión Interna y Externa. El

desarrollo de estas áreas soportarán un Plan para el Control de Corrosión Costa

afuera sustentado en análisis de los fluidos a manejar, estudios y desarrollos

metalúrgicos y no metalicos (Polímeros), así como el establecimiento de mapas

Venezolanos de la corrosividad atmosférica. Todos estos aspectos y variables unidas

y visualizadas como un Plan Maestro Integral permitirán establecer las bases

originales y Nacionales para los diseños de Plataformas de Perforación, Tubulares,

Cabezales Especiales, Estaciones de Recolección y Distribución ,Plantas,

Gasoductos y Oleoductos usados en la extracción y manejo de Hidrocarburos

Gaseosos.Las lecciones aprendidas en cuanto al Control de la Corrosión en

Instalaciones tierra adentro y en la Costa Venezolana permitirá coordinar las

acciones en las fases iniciales de la Ingeniería Básica y de detalle. todo ello con el

propósito de aumentar la Confiabilidad Operacional de los Proyectos Futuros de

Explotación del Gas Libre Costa afuera, aumentar la Vida Útil de las Instalaciones a

construir, así como el establecimiento de Planes de Mantenimientos predictivos y

Preventivos adaptados a las Condiciones Atmosféricas de las Costas venezolanas

así como el estudio preliminar de los parámetros Corrosivos de Componentes del

Gas libre a explotar donde la visión y Misión final es la de explotar de la manera más

eficiente,segura y confiable nuestro recurso Natural Venezolano.

ANTECEDENTES

Este negocio está enmarcado dentro de actividades como la Exploración,

Explotación, Producción y Distribución del Gas Libre y todas estas deben visualizar el

Control de Corrosión como un elemento fundamental en los diseños y construcción

de todas las instalaciones asociadas al Negocio del Gas Costa Fuera, ya que ello

depende la seguridad industrial y ambiental en las operaciones, así como el



aseguramiento de la Vida útil de las mismas. En esta visión se pretende dar una guía

que permita apoyar as operaciones seguras de los Trabajadores, comunidades y

medio ambiente que se encuentran inmersos a este Gran Proyecto de carácter

Nacional. Los estudios sobre las reservas probadas en cuanto a la existencia de gas

libre nos indica que Venezuela ocupa el 7mo lugar dentro de las reservas mundiales

de gas con 146 trillones de Pies cúbicos de gas, por debajo de países como Rusia y

países del Medio Oriente como Qatar, Arabia e Irán.

De esos 146 Trillones de Pies cúbicos, 14 Trillones corresponden a Gas Libre ó no

asociado, lo cual nos coloca como el primer país del Continente con las mayores

reservas de Gas Libre. (Ver Figura 1)

Figura 1 Reservas Mundiales TPC

JUSTIFICACIONPor ser el primer país del Continente con las mayores reservas de Gas Libre, el

Gobierno Nacional estableció como Política del Estado Venezolano el desarrollo

Social, Económico e Industrial basados en la producción del Gas Libre.

Este desarrollo está basado en tres Grande áreas:

1.- El incremento del suministro del Gas,

2.- Expansión de los mercados interno e internacional.

3.- Participación interna y foránea en los negocios de Exploración y Producción,

como en los Negocios de Transmisión y Distribución del Gas.

110110128146164186205250

7421977

Irak

Nigeria

Algeria

USA

Saudi Arabia

U.A.E

Qatar

Iran

Russia

VENEZUELA

110110128146164186205250

7421977

Irak

Nigeria

Algeria

USA

Saudi Arabia

U.A.E

Qatar

Iran

Russia

VENEZUELAVENEZUELA



Estas grandes áreas permitirán si duda alguna el Crecimiento Económico

Sustentable y sostenido del país con el consecuente bienestar social, y político

asociado a las actividades gasiferas.y petroleras.El gobierno Nacional desarrolló

políticas fiscales basadas en un marco legal, a través de la Nueva Ley Orgánica de

Hidrocarburos Gaseosos, permitiendo que el negocio del Gas se desarrolle en su

máximo potencial con los siguientes beneficios:

1.- Garantizar las demandas del Mercado Interno y Externo

2.- Incorporar Inversiones y Operadoras a lo largo de la Cadena de Valor de Gas

3.- Promoción del Desarrollo Endógeno

4.- Expansión de la Infraestructura Interna del país

5.- Inducción de elementos para la justa competencia Comercial

6.- Incentivar el uso eficiente del Gas Natural.

Asimismo la excelente ubicación geográfica de nuestro País, nos permite excelentes

oportunidades para ser un suplidor confiable y seguro de gas Libre , ya que tenemos

vastas reservas y recursos, poseemos experiencias a nivel mundial en el negocio

petrolero, lo cual nos servirá como excelente exportador para Europa, Norte y sur

América , donde hemos iniciado nuestra carrera hacia la expansión del negocio del

Gas en Sur - América con el inicio de la construcción del ambicioso proyecto del

gasoducto Transandino.

el movimiento de buques, plataformas sobre el mar, redes submarinas de tuberías,

de transporte, distribución y transmisión de hidrocarburos, así como los procesos

embarque insumos, equipos, conforman una red de instalaciones, sujetos a

fenómenos de corrosión, bien sea por el medio ambiente externo que existe en los

climas que rodean las actividades ó bien sea por el tipo de fluido manejado, donde

las características corrosivas internas y/o externas del mismo regirán las condiciones

en cuanto a vida útil remanente de las mismas y su integridad mecánica.

Las actividades de explotación de gas libre en el Mar del Norte es muy parecido al

esquema a desarrollar en Venezuela correspondiente a la Plataforma Deltana y

proyecto CIGMA. Cabe destacar que el desarrollo Costa afuera de Venezuela esta

basado en la armonización del medio ambiente, el desarrollo de las comunidades de



las costas del Edo. Sucre y Delta Amacuro y donde toda la inversión que se haga

para mantener la integridad mecánica de las instalaciones redundará en mejoras

para ambos. ( Comunidades y Medio Ambiente)

EXPECTATVAS COSTA AFUERA

Las expectativas de producción de Gas Libre e Hidrocarburos Líquidos en toda la

costa de Nuestro País, indican en la figura 2 que desde el Golfo de Venezuela,

pasando por Falcón, La Blanquilla y finalmente en Carúpano y Plataforma Deltana,

existen una serie de expectativas de Producción de 18 Millardos de Barriles de Crudo

y 95 Billones de Pies Cúbicos de Gas Asociado.

El Área prospectiva al desarrollo costa afuera corresponden a 165.000 kms2, con

una profundidad promedio de 1.000 mts de agua.

RIESGOS ASOCIADOS E IMPACTOS POR CORROSIÓN

Se han presentado Tres casos donde los fenómenos de Corrosión han afectado la

operatividad de las instalaciones, generando elevados costos en mantenimientos y

reparaciones. En primer Lugar describiremos el caso del Terminal de

Almacenamiento y Embarque José Antonio Anzoátegui, en el Complejo José , Edo

Anzoátegui.

Desarrollos de Gas Costa AfueraDesarrollos de Gas Costa Afuera

Carúpano Blanquilla

Plataforma Deltana

Golfo de Venezuela

Falcón NE Bonaire-Gfo Triste

7.000 MB 22 BPC

4 .200 MB 10 BPC 1.400 MB

16 BPC

600 MB 3 BPC

900 MB 6 BPC

Ensenada 1.300 MB 1 BPC 3.200 MB

38 BPC

pp



El mismo está ubicado en las costas del edo Anzoátegui en el Complejo Criogénico

de Oriente y esta conformado por 1 plataforma, brazos de carga, Sistemas de

Tuberías, Tanques , Sistemas de Bombeo y Sistemas contra incendio.

El Terminal TAEJ posee una importancia vital para Venezuela dado que constituye el

Principal Terminal de Embarque de Oriente., con una Capacidad de almacenamiento

4,2 MMBls. Una Capacidad de Despacho 220 MBls/h, Capacidad de Tratamiento de

Efluentes 40 m3/h. Y está en construcción plataforma de embarque sur para:

Convenios de despacho con Ameriven / Sincor / OCN.

Inspecciones recientes revelaron, deterioro en los pernos de sujeción de las vigas y

bridas en el muelle, así como grietas en las bases de concretos de algunos pilotes.

Deterioros en los sistemas de sujeción de tuberías de transporte de gas, así como

Corrosión Galvánica por la unión de materiales disímiles, es decir materiales de

diferente naturaleza metalúrgica, generaron pilas galvánicas. En cuanto a los

sistemas de almacenamientos como los tanques se observaron, degradación del

revestimiento, perdidas de sello en los techos de los mismos, daños en los pontones

y se verificó aplicación inadecuada de los mismos. (Ver figura 7)

Figura 7. Daños por corrosión en TAEJ

DAÑOS EN LOS PONTONES

DEGRADACION DE REVESTIMIENTO PERDIDA DE SELLO

APLICACIÓN INADECUADA DEL REVESTIMIENTO

DAÑOS EN LOS PONTONES

DEGRADACION DE REVESTIMIENTO PERDIDA DE SELLO

APLICACIÓN INADECUADA DEL REVESTIMIENTO



Asimismo en algunos recipientes a presión fueron observados daños y, degradación

del revestimiento externo

Daños estructurales en las Plataforma de concreto fueron determinados y el efecto

corrosivo sobre pernos, cabillas y tuberías evidenciaron daños estructurales en este

Terminal. Ver figura 8

Figura 8. Daños en Estructuras de Concreto

El segundo caso lo constituye la Planta de distribución el Guamache, ubicado en

el extremo sur de la Isla de <Margarita, aproximadamente con 20 Hectáreas de

extensión y con gran cantidad de activos como Muelles de tanqueros, Muelles de

gabarra, Tuberías submarinas y brazos de carga, siendo de gran importancia para la

isla dado que Suministro Eléctrico de la isla y sus pobladores es generado por

Diesel, provisto por la planta, el Parque automotor 80 mil unidades, despacho de fuel

oil para un Aeropuerto con vuelos diarios Nacionales e internacionales .

En el muelle de tanqueros se visualizaron deterioros de la estructura de concreto,

daños en las válvulas, grúas de carga. Daños en el revestimientos de las tuberías

que van desde el Muelle de Tanqueros hasta la Planta y de igual manera deterioro en

los tanques de almacenamiento de diesel, fuel oil y la instrumentación asociada. Ver

figura 9

Asimismo el mal estado de los sistemas de Protección catódica, que además de no

estar operativo, su desgaste nos indicaron que no fue la selección más adecuada



Figura 9. Daños por corrosión

El tercer y último caso se trata de un caso reciente ocurrido en Brasil, a una

Plataforma Brasileña con las siguientes características:

• Plataforma semisumergible mas grande del mundo

• Nombre: Espíritu de Colón

Fue modificada para aumentar los soportes para trabajar en el Campo Roncador.

Diseñada para perforar y producir petróleo Capacidad para 115 personas a bordo

Capacidad para procesar 180 MBPD, 7,2 MMPCGD Y 24 M3 de agua. Peso total

31400 TON.

Sufrió un accidente mayor en marzo 2001 (Año y medio de servicio) Ver figura 10

Figura 10. Accidente en Plataforma Brasileña



Como pueden observar este tipo de instalación es muy sensible y el impacto y riesgo

asociado a algún tipo de evento trae como consecuencia perdidas humanas y

económicas muy elevadas, así como daños al medio ambiente marino donde se

ocurrió este tipo de evento.

NUEVA VISIÓN CCIM COSTA AFUERA

Una vez descrito todo el marco y antecedentes que generó este trabajo se presenta

la Nueva Visión de lo que debería ser un efectivo plan para el Control de Corrosión e

Integridad Mecánica en las Instalaciones y activos que conformará todo el Proyecto

Nacional de Exploración, Explotación y Producción de Gas Libre en Costa afuera

Venezolana.Esta Nueva visión posee cuatro aspectos principales:1.- Generación y Uso de los Mapas Atmosféricos

2.- Aplicación de las Experiencias en las áreas de Exploración y Producción Costa

Adentro (Campos en Pleno desarrollo y maduros de Venezuela)

3.- Implantación, análisis y uso de Nuevas tecnologías para el Control de Corrosión e

Integridad Mecánica Costa Afuera.

4.- Finalmente, se incorpora a los tres últimos aspectos el uso y aplicación de

Normativas Internacionales aplicables a los procedimientos y normas de

implantación, materiales y equipos.

A Continuación describiremos cada uno de estas grandes áreas y su influencia sobre

el eficiente uso de los activos y la filosofía y correcta practica de hacer las cosas bien

desde el principio, teniendo en cuenta todas las consideraciones técnicas necesarias

en la consecución de un proyecto desde su fase de visualización.

MAPASEl hecho de caracterizar y reportar en un mapa simple las tasas de corrosión, y

Variables meteorológicas, así como parámetros químicos que son afectados por el

condiciones climatológicas del área bajo estudio, forman parte de esta nueva visión.



El primer aspecto a considerar es la Generación y Uso de los Mapas Atmosféricos,

donde el conocimiento de la corrosividad atmosférica de una región, ciudad o País,

es considerada como uno de las mas importantes aspectos considerados por los

inversionistas, donde el conocimiento del impacto de la atmósfera corrosiva, influyen

directamente sobre los costos de los materiales a considerar en la construcción de

las instalaciones.

En la Tabla 1 se muestra las variables establecidas bajo los Standard climatológicos

y las experiencias obtenidos en el área meteorológicos, de acuerdo a Estaciones de

muestreo, donde se muestrean variables como deposición de sulfuros, cloruros,

humedad relativa, temperatura, precipitación, velocidad y dirección del Viento, para

cada uno de los sitios de ubicación de las estaciones de Monitoreo.

Tabla.1 Valores promedio anuales de variables atmosféricas

Finalmente se hace una sumatoria de cada una de las variables con la

correspondiente ponderación y categorización, generando una matriz de evaluación y

jerarquización.

En el caso de Venezuela, se presentan en una totalidad de 14 estaciones de trabajo,

donde sectorizando las Ciudades de Barcelona, la Voz (Paraguaná) y Mérida,

Zona Temp(·C)

RH(%) rrow lluvia

(mm/año)SO2

(mg/m2d)Cl-

(mg/m2d)

Velocviento(m/s)

Σ

El tablazo 2.3 2.4 3 0.6 0 2 3.1 13.4Pto fijo 1.9 1.6 3 0.0 0 1 1.6 9.1Coro 1.8 1.3 3 0.2 0 1 3.3 10.6Matanza 2 2.2 3 1.2 1 1 1.7 12.1Barcelona 2 2 3 0.7 0 2 0.9 10.6Pto. cabello 1.8 2.5 4 0.8 0 1 1.3 11.4La voz 4 4 3 0.1 2 4 4 21.1Maracaibo 2.3 2.4 3 0.6 0 1 1.5 10.8Caracas 0.8 3.5 3 1.7 0 0 0.5 9.5Sto Domingo 0.9 2.4 3 4 0 1 0 11.3Pto ayacucho 1.4 2.4 3 3.5 0 0 0.5 9.1Merida 0 2.2 3 1.9 0 1 0.7 8.9Guanare 1.8 1.6 3 2.7 0 1 0.5 10.6Tumeremo 1.6 3.5 4 1.5 0 1 0.5 12.1



pueden observarse las diferencias en las sumatorias de todas las variables

establecidas inicialmente en la generación de la presente tabla, donde se observan

variaciones desde la Ciudad de Mérida desde 8.9, hasta valores como 21.1

correspondientes a áreas costera como la Ciudad de Barcelona.

Estos valores permiten construir un mapa Corrosivo atmosférico a nivel nacional, el

cual permite visualizar las características de agresividad en cada uno de las ciudades

analizadas.Al construir la primera aproximación del Mapa Atmosférico se concluye

inicialmente que a nivel de la Costa Venezolana se verifican y se comprueba que

esta zona posee características de elevada Evaporación, Alta Humedad y

Precipitaciones Medias. Estos valores permiten determinar en la fase de

Visualización de los proyectos, los materiales requeridos para tales condiciones

climatológicos, sin embrago los estudios de Ingeniería Básica y detalle deben

considerar la incorporación de estaciones de medición, específicamente en las áreas

de desarrollo , y su impacto en las áreas adyacentes a los proyectos en sus fases de

construcción, y operación.

Finalmente la incorporación de estos mapas permitirán contribuir a una correcta

selección de las Materiales requeridos en los activos y siguiendo con la visión de

hacer las cosas bien desde la visión y conceptualización de los proyectos.

En la figura 3 se muestra el resultado del muestreo llevado a cabo en los proyectos

costa afuera Venezolana, donde es representado la calidad atmosférica de cada

microclima en particular, asimismo el uso de gráficas de Torta, las cuales permiten

un correcto y eficiente conocimiento del clima en la zona a desarrollar y la cantidad

de estaciones requeridas y especialmente en climas tropicales como el de

Venezuela, evitarán el uso inadecuado de materiales y los problemas de corrosión,

traduciéndose en el aumento de la vida útil de las Instalaciones y disminución de las

actividades de mantenimiento con sus paradas asociadas, así como el impacto al

medio ambiente por derrames y fallas de las instalaciones y equipos



Figura 3. Mapa corrosividad atmosférica

EXPERIENCIAS EN EXPLORACION Y PRODUCCIÓN

El segundo aspecto a considerar es la experiencia obtenida en las operaciones en

Tierra Firme, específicamente en las áreas de producción petrolera y gasifera donde

los problemas de Corrosión, permitieron establecer planes a corto, mediano y largo

plazo en el área de Integridad Mecánica, selección adecuada de Materiales, y uso de

tecnologías adecuadas. A continuación se desarrollarán algunos aspectos referidos a

la experiencia en Exploración y producción Venezuela

En los campos petroleros de Venezuela la presencia de elementos corrosivos como

el CO2 y el H2S con % considerables de agua a pH bajos genera un deterioro

acelerado a las condiciones de operación en las estructuras Metálicas.

Partiendo de esta problemática PDVSA en el Área Oriental de Venezuela desarrolló

una Metodología Gerencial mediante el conocimiento de la Cadena de Valor del

Negocio Petrolero basados en la Maximización de la Vida del activo (Bloques,

Yacimientos, Pozos Perforados, Instalaciones de Superficie, etc.). A partir de las

etapas de Exploración y Explotación de los Yacimientos, así como en la de

Perforación de Pozos Nuevos y Existentes y la subsiguiente Construcción, Operación

y Mantenimiento de Facilidades de Superficie se hizo un análisis profundo de todas



las variables Mecánicas y Metalúrgicas desde las etapas de diseño y/o

conceptualización de la Cadena de Valor del Negocio, generando un Plan Maestro

de Corrosión.

Este Plan Gerencial está basado en experiencias desarrolladas en el área de

Ingeniería de Materiales y Control de Corrosión, asociadas a las áreas Exploración y

producción en diferentes áreas Geográficas de Venezuela (Maracaibo, Anaco, San

Tomé, Norte y Sur de Monagas),

El mismo se desarrolla de (5) Grandes áreas: Control de Corrosión en la Fuente,

Equipos de Subsuelo y Superficie, Control de Corrosión Interna y Externa.

El desarrollo de estas áreas soportará al Plan para el Control de Corrosión

sustentado en análisis de los fluidos a manejar, estudios y desarrollos metalúrgicos y

no metálicos (Polímeros), así como el establecimiento de mapas Venezolanos de la

corrosividad atmosférica. Todos estos aspectos y variables unidas y visualizadas

como un Plan Maestro Integral permitirán establecer las bases originales y

Nacionales para los diseños de Plataformas de Perforación, Tubulares, Cabezales

Especiales, Estaciones de Recolección y Distribución ,Plantas, Gasoductos y

Oleoductos usados en la extracción y manejo de Hidrocarburos y maximizando los

activos Venezolanos.

NUEVAS TÉCNOLOGÍAS

El tercer aspecto a considerar es el uso adecuado y correcto de tecnologías de

puntas, punto es importante ya que el mismo se desarrolla en las fases de

Visualización e Ingeniería básicas, conceptual y detalle donde una correcta selección

de las tecnología permitirá ahorrar divisas y maximizar el valor de los activos, sea

referido a instalaciones y/o al yacimiento mismo, dado que las paradas y fallas por

defectos estructurales asociados al fenómeno de corrosión serán minimizados

A continuación se presentan algunas tecnologías en el área de OffShore o costa

afuera:



1.- Estructuras protegidas desde la construcción ánodos de titanio (tipo malla)Una de las tecnologías recomendadas es las mallas fabricadas en titanio, aluminio o

zinc, dependiendo del grado de corrosión existente en el sitio de fabricación de la

Plataforma o muelle. Este tipo de malla, presentan dos grandes ventajas, una sirve

como estructura principal para el vaciado del concreto de las plataformas y a su vez

sirve como ánodos de sacrificio en los sistemas de protección Catódica de las

estructuras, es decir dependiendo del tipo de SPC seleccionado. La malla

intrínsecamente ya está protegiendo la estructura, ya que la misma puede ser

conectada a un rectificador ó puede servir como protección galvánica directamente

conectada con las mismas. Este tipo de sistema es muy utilizado en estructuras

marinas a la intemperie como edificios, muelles y plataformas marinas que se

encuentran en ambientes expuestos a la acción de ambientes salados y que

favorecen los fenómenos de desgaste de las estructuras de concreto que sirven de

soporte para las Plantas compresoras, estaciones de Flujo, Múltiples de producción y

demás instalaciones gasiferas y petroleras.

2.- Chaquetas para pilotes plataformasOtra de las tecnologías ampliamente utilizadas en la protección de los pilotes y

especialmente en la zona de salpique y sumergida lo constituye el sistema de

chaquetas, multicapas, cuya instalación esta constituida por tres pasos:

Primero se aplica una cinta protectora a la base estructural del pilote, Segundo se

aplica un imprimador ó denominado wax tape o petrolato, cuya función es proteger el

metal base ó concreto base del pilote, dependiendo del sistema a utilizar y en tercer

lugar se utiliza: La colocación de una chaqueta de polímero ( en el caso de este

pilote) es neopreno, pero este material depende de las velocidades promedio

medidas en la zona de salpique y dependiendo de ellos se selecciona el material

adecuado. Una vez instalada las chaquetas, estas son apernadas tanto en el fondo

como en superficie, para proteger una vez sumergida y colocada en el lecho marino.

Este sistema se instaló recientemente en el muelle del TAEJ y en los muelles de la

Planta de Fraccionamiento José hay evidencias de su efectividad desde hace más de



6 años, donde fueron instalados como una prueba piloto, donde a la fecha siguen

protegiendo dicha estructura.

3.- Monitoreo corrosión internaOtra tecnología recomendada es la colocación de estaciones submarinas para el

monitoreo y transmisión remota a la superficie de Velocidades de corrosión interna ,

dependiendo de la agresividad del tipo de fluido manejado.

En muchos casos la presencia de CO2 y H2S, hacen que el deterioro interno de las

tuberías desgasten los espesores de las mismas, generando fugas imperceptibles y

perceptibles al medio ambiente, y por lo tanto grandes manchas de hidrocarburos ó

burbujeos de gas son los indicadores de que una falla ha ocurrido por corrosión

interna.

4.- Estaciones submarinas de monitoreo corrosión internaCon este tipo de sistema puede monitorearse desde la superficie la evolución de las

tuberías, la efectividad de tratamientos químicos anticorrosivos y por supuesto la

integridad mecánica de las tuberías. Estos sistemas son ampliamente utilizados en

Noruega y Holanda para el control interno de las velocidades de erosión y la

corrosión, bajo grandes profundidades hacen necesario un monitoreo continuo de las

velocidades de corrosión en el Tendido de las tuberías. El diseño de estas

estaciones está dado por el tipo de fluido, las características de las tuberías, su

profundidad y su trayectoria , los cuales son factores influyentes en el

comportamiento de estas instalaciones ante el fenómeno de corrosión interna.

5.- Revestimientos especiales sistemas multicapasEl sistema de revestimiento recomendado para las tuberías sumergidas , es el

sistema multicapa (ver figura 4), sin embargo resinas liquidas ó sistemas epoxicos

son recomendados también, sin embargo hay que tomar en consideración la

robustez de estos sistemas de revestimientos, dado que los mismos están

influenciados por actividades pesqueras propias de las zonas. Cabe destacar que

actividades pesqueras llevan consigo desgaste en estos revestimientos por el

impacto de anclas, redes u otros implementos utilizados para la recolección de peces



y crustáceos en el fondo marino. Sistemas como el tricapa de polietileno y

polipropileno tricapa son recomendados, sin embargo no se descarta el uso de

resinas liquidas para estos servicios, cuya selección depende directamente de la

temperatura interna de los fluidos y las condiciones del medio que rodea la tubería a

proteger.

Figura 4. Sistemas Múlticapas

Un punto a destacar en los revestimientos es la aplicación de mangas

termocontractiles y/o protección de las juntas soldadas, lo cual es un elemento muy

importante en la efectividad de las operaciones de construcción y tendidos de líneas

en operaciones costa fuera. Como bien sabemos los costos de estos tendidos en el

mar son sumamente costosos si los comparamos con los del tendido de una tubería

en tierra firme, por eso todo tipo de oportunidad detectable que pudiese

aprovecharse para ahorrar costos y acelerar el tendido son importante, y esto puede

constituirlo la instalación de mangas termocontractiles de alta resistencia donde es

importante considerar los ensayos que se realicen tales como: Pruebas en mangas

termocontractiles, los cuales han sido desarrolladas de tal manera de simular el

impacto de anclas u otros elementos del negocio pesquero que pudiesen afectar o

dañar las mismas. Se simula el impacto directo de un ancla y se verifica la condición

final de las mismas. Ahora para entender porque son tan importantes los ensayos

realizados al momento de la instalación de la manga a continuación se explica los

ahorros por tendidos de líneas.



Todo tipo de tendido es conformado por tres etapas, la gabarra de soldadura de las

juntas, la instalación de mangas una vez realizada soldadura y la protección del

concreto en dichas juntas, todo este proceso se realiza en grandes barcos o

gabarras especialmente diseñadas para esta actividad, lo cual genera altísimo

costos, esto significa que si ahorramos uno de estos pasos, estaríamos ahorrando

costos y el tiempo de tendido sería mucho mayor , es decir seriamos más eficientes y

gastaríamos menos en el tendido.

6.- Uso de Mangas Termocontractiles Especiales Juntas Soldadas

Si la manga seleccionada resiste a los impactos de la actividad pesquera de la zona,

y efectivamente los estudios ambientales indican la posibilidad de su uso, nos

ahorraría el uso de concreto y su tiempo de fraguado en el barco, lo cual nos

permitiría una vez soldada la junta y colocada la manga termocontráctil para su

protección, tenderla directamente al mar sin necesidad de inyectarle el concreto.

Revestimientos especiales pinturas marinas Caso - TACOAEl uso de revestimientos externos en ambientes marinos, han determinado que

muchos de ellos son aplicables dependiendo de las condiciones atmosféricas del

sitio donde esté ubicada la instalación. Casos como la Planta termoeléctrica en

TACOA, en Litoral Central de Venezuela, específicamente en la Estación de

Medición, Regulación y entrega de gas a dicha planta se presentaron casos de Fallas

en el revestimiento externo por corrosión externa (ver figura 5), dada las condiciones

de alta humedad y el ambiente del mar Caribe. A esta planta se le aplicó aluminio

difuso en las tuberías, y en las Válvulas un tipo de resina liquida, no adecuada para

el ambiente marino, generando su deterioro y por supuesto afectando su

operatividad. (Ver figura 6)



Figura 5. a) Desprendimiento de la pintura, b) Corrosión externa severa en bridas deválvulas

Se realizó la selección apropiada del revestimiento y una vez completado el

mantenimiento general de la Estación se procedió a aplicarlo con los resultados

gráficos que se muestran a continuación: El estado final de la planta se muestra en

esta fotografía, donde tanto las tuberías y las válvulas quedaron buen recubiertas,

con el adecuado espesor y las cantidades establecidas por el fabricante de este tipo

de revestimiento.

Figura 6. Pintura especial aplicada a la estación de medición TACOA

7.- Protección catódica ánodos continuosOtra tecnología recomendada es el uso de Ánodos Continuos adheridos a la Tubería,

la cual se instalan a la par de la instalación del revestimiento y forman parte del

conjunto Tubería, revestimiento-ánodo de sacrificio, este sistema es utilizado

dependiendo de las condiciones de resistividad de drenaje de corriente de protección

requerido según sea el medio externo donde se instalará la tubería. El uso de ánodos

de aluminio, lechos de ánodos profundos de titanio y ánodos continuos son



recomendados por ser inocuos al ambiente y ser los que han dado mejores

resultados en cuanto a vida útil y calidad de protección se refiere.

8.- Uso de Fibra de VidrioOtra tecnología es el uso de Sistemas de Fibra de Vidrio sobre todo en funciones de

inyección de agua salada y para sistemas contra incendio en las plataformas costa

afuera. Tales como: sistema de enfriamiento con agua salada, es comúnmente

usada la fibra de vidrio por su gran capacidad para resistir al ataque de cloruros y

sodio provenientes de la composición del agua de mar. Grandes empresas han

masificado el uso de la fibra de Vidrio como la Phillips.

USO DE NORMAS INTERNACIONALESEl uso de Normas ISO, NACE (Asociación de Ingenieros de Corrosión) nos dan el

camino para asegurar la calidad tanto en la selección y aplicación de revestimientos

externos, como en la selección de la Metalurgia requerida, el Monitoreo de la

Corrosión externa e interna, así como el tipo de concreto a utilizar y los diseños de

protección catódica y las variables a utilizar.

En forma general, el uso de normativas nacionales e internacionales nos permite

desde la fase de visualización de un proyecto, hacer las cosas bien desde un

principio y no inventar la rueda. Ya que todas las fases de la Ingeniería desde la

Visualización, pasando por la Ingeniería Conceptual, Básica , detalle y finalmente la

Implantación y/o construcción de los proyectos deben basarse en los Standard y

normas de calidad aplicables para cada uno de los sistemas seleccionados para el

Control efectivo de la Corrosión en instalaciones costa afuera.

Una vez transitado cada una de las etapas seleccionadas, ellas juntas constituyen la

Nueva Visión que debemos seguir para emprender este gran proyecto, de desarrollo

del gas Libre en nuestras costas.

Los mapas atmosféricos, las Experiencias en Exploración y producción, la selección

y aplicación de la Tecnología adecuada y finalmente el uso de Normativas y

Standard nacionales e internacionales en sinergia nos permitirán garantizar desde la



visión de un proyecto la integridad mecánica de las instalaciones y su durabilidad y

confiabilidad durante las operaciones del mismo.

CONCLUSIONES

• El control de corrosión debe estar inmerso dentro las fases de visualización,

conceptualización y construcción de las facilidades de producción de gas libre

costa afuera.

• El uso de mapas atmosféricos permitirá la correcta selección de los equipos y

materiales anticorrosivos costa afuera.

• Tecnología de punta debe ser considerada para el control de la corrosión en

redes de tubería, plataformas y sistemas de transmisión y recolección de gas

desde su fase conceptual.

• Las normativas ISO / NACE permitirán establecer los mejores procedimientos

para la selección de materiales, revestimientos y protección catódica.

• El diseño de un plan maestro de corrosión adecuado a las necesidades del

desarrollo permitirán tener un plan de trabajo seguro y firme en el desarrollo

costa afuera basado en las experiencias en tierra firme

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

1.- R. D Kane., “Good Corrosion Control Strategies Maximize Return”,Petroleum Engineer International, Vol 67, p. 53, (1995)2.- Biefer, G., “Stepwise Cracking of line-pipes steels in sour environments” ,Materials performance, paper

3.- ASTM Standard G 1-03, “Standard Practice for Preparing, Cleaning andEvaluating Corrosion Test Specimens”. ASTM International. (2003).

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