EXPONIENDO AMENAZAS ACTIVAS

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Sintetizando:

La corrosión no ocurre de la noche a la mañana ni por casualidad. Ésta es la amenaza dependiente del tiempo más común para los ductos. Los operadores de ductos de todo el mundo gastan miles de millones de dólares para mitigar los efectos de la corrosión. El manejo de esta amenaza es fundamental para garantizar la integridad futura de los ductos. Para una gestión eficaz de la corrosión, se debe conocer la causa de la misma, es por esto que contar con estimaciones confiables de las velocidades de crecimiento de corrosión es un elemento crítico. En este artículo, nuestra experta Nancy Espinoza describe la importancia de diagnósticos de corrosión precisos utilizando datos de inspección interna (ILI, por sus siglas en inglés), así como información adicional e inspecciones disponibles.

La corrosión es una de las amenazas más comunes en los ductos de hidrocarburos. Identificar esta importante amenaza es posible debido a la gama completa de herramientas diseñadas para este propósito y la posterior mejora de la tecnología disponible a lo largo de los años.

Una vez que se ha identificado corrosión en un ducto, es fundamental aplicar métodos de evaluación adecuados para determinar su aceptabilidad, seguido de estimar las tasas de crecimiento de corrosión que darán lugar a fechas de reparación aproximadas de anomalías que podrían comprometer la operación segura del ducto. Sin embargo, los esfuerzos necesarios para controlar la corrosión no terminan ahí. Es importante entender no sólo si la corrosión es actualmente una amenaza para el ducto, sino cómo esa corrosión ocurrió en primer lugar y cómo evitar que se convierta en una amenaza crítica.

LA CORROSIÓN NUNCA SUCEDE POR CASUALIDAD

No es ningún secreto que la corrosión no sucede simplemente por casualidad. Hay siempre uno o múltiples factores que contribuyen al origen de la corrosión y que potencialmente permitirán que la corrosión continúe creciendo.

La inspección con una tecnología apropiada de ILI le permitirá al operador conocer en gran medida lo que está sucediendo dentro del ducto: ¿Hay corrosión interna o externa en el ducto? Si es así, ¿dónde se concentra y cuáles son sus dimensiones? Sin embargo, la mayoría de las veces, los datos de la ILI por sí solos no serán necesariamente suficientes para determinar los posibles orígenes de la corrosión. Se necesita más información y otros estudios o registros para identificar la causa del problema y, en consecuencia, la forma adecuada de tratarlo.

Algunos ejemplos de la información necesaria para los diagnósticos de corrosión internos y externos son:

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Toda la información disponible puede ser procesada y analizada junto con los datos de la ILI con el fin de encontrar las causas o mecanismos de corrosión.

BENEFICIOS DEL DIAGNÓSTICO DE CORROSION

Cuando las causas de la corrosión son claras, es posible comprender mejor la amenaza, cómo la falta de medidas de mitigación o la baja eficiencia de las medidas aplicadas actualmente propician la corrosión, y posteriormente identificar formas adecuadas de mitigarla. El propósito de las medidas de mitigación será definir una estrategia de gestión de la corrosión que pueda evitar que las anomalías existentes crezcan hasta alcanzar dimensiones críticas y evitar que se inicien nuevas anomalías de corrosión.

Además, con una idea clara del mecanismo de corrosión presente en el ducto resulta más fácil reconocer el modelo adecuado para estimar tasas de crecimiento de corrosión más precisas; por ejemplo, se podrían aplicar criterios de segmentación para dividir un ducto en secciones con la misma causa o mecanismo de corrosión donde ésta crecerá potencialmente a un ritmo similar. Esto permitirá ajustar las fechas estimadas de reparación, definir un intervalo de re-inspección adecuado y, por lo tanto, apoyar en la toma de mejores decisiones sobre integridad futura.

Estos son algunos casos para entender el diagnóstico de corrosión.

CASO A

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  • Oleoducto con secciones de tubería en tierra y mar.

  • Todas las anomalías de corrosión externas fueron reportadas en la sección terrestre.

  • Una revisión adicional de los accesorios notificados por la ILI y las imágenes satelitales (utilizando datos GPS obtenidos de la ILI) reveló que la mayor parte de la sección terrestre del ducto se trataba en realidad de tubería no enterrada y expuesta a un entorno salino, además de estar sujeta por soportes metálicos.

  • Por lo tanto, incluso si la protección catódica instalada para la sección terrestre funcionaba dentro de parámetros aceptables, la protección no cubría la tubería desenterrada. El entorno salino junto con el recubrimiento externo dañado y el contacto directo del ducto con los soportes metálicos fueron determinados como las posibles causas de la corrosión externa reportada.

  • Se recomendaron varias acciones para mitigar la corrosión, como reparar todo recubrimiento dañado en las secciones no enterradas del ducto y reorganizar los soportes metálicos para evitar el contacto directo entre ellos y el ducto.

CASO B

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  • Oleoducto con corrosión interna considerable reportada principalmente en la parte inferior de la línea (en la posición horaria alrededor de las 06:00).

  • La información sobre el ducto reveló cierto contenido de agua reportado en el producto. Además, el producto se transporta en lotes con periodos de semanas sin flujo y no existía un programa de limpiezas internas ni uso de inhibidores.

  • Se determinó que la corrosión interna era causada por el agua presente en el producto que se acumula en la parte inferior del ducto y se estanca en esta posición durante los días en los que el ducto permanece sin flujo, lo que causa corrosión interna.

  • Las medidas de mitigación propuestas incluían el uso de un inhibidor adecuado y limpiezas internas periódicas para eliminar el agua estancada que permite que se produzca la corrosión.

CASO C

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  • Ducto de gas natural terrestre con más de 40 años en servicio.

  • Solo se reportó un grupo de corrosión interna poco profunda.

  • Una revisión detallada del perfil de elevación del ducto y de las imágenes satelitales reveló que la corrosión está concentrada en un carrete del ducto que se encontraba en un cruce de río con un punto de elevación bajo.

  • Una comparación detallada entre la inspección más reciente y una inspección anterior disponible demostraron que la mayoría de las anomalías se reportaron previamente con profundidades similares.

  • Se determinó que la corrosión interna era pre-servicio, probablemente originada a partir de agua residual de la prueba hidrostática previa a la puesta en marcha del ducto y, por lo tanto, no se esperaba el crecimiento de estas anomalías.

  • No se requirieron actividades de mitigación.

Como en cada uno de los ejemplos mostrados, los datos de la ILI fueron esenciales para identificar la corrosión y comenzar a determinar las causas, pero la información adicional recopilada permitió sacar conclusiones específicas y dar recomendaciones posteriores. Tanto las conclusiones como las recomendaciones fueron tan detallados y precisas como la información existente lo permitió.

LOS RESULTADOS SON TAN PRECISOS COMO LA INFORMACIÓN DISPONIBLE

Claro que cada ducto es diferente, y muchos factores pueden contribuir en la presencia de corrosión, incluyendo el medio ambiente, las condiciones operativas, el tipo de producto y las medidas de mitigación establecidas, entre muchos otros. Sin embargo, la clave es tener suficiente información confiable y disponible para lograr un diagnóstico preciso.

Por lo tanto, para que el diagnóstico de corrosión tenga éxito, todos los datos disponibles del ducto puede hacer la diferencia, incluyendo cualquier inspección realizada en años anteriores, cambios en las condiciones operativas, historial de reparaciones/fallas, etc. Incluso lo que podría parecer la información menos importante podría ayudar a diagnosticar la corrosión.

Volviendo a los ejemplos mostrados, identificar que la sección terretre del oleoducto tenía secciones no enterradas en el caso A fue clave para determinar la causa de la corrosión. Sin este descubrimiento, se podría haber asumido que el sistema de protección catódica era probablemente ineficaz cuando en realidad su eficacia era irrelevante para las secciones no enterradas del ducto. Mientras tanto, para el caso B, el contenido de agua y las condiciones de operación permitieron determinar de mejor manera el origen de la corrosión interna. Y en cuanto al caso C, la inspección anterior se convirtió en la pieza clave para confirmar que la corrosión reportada en el cruce de río no era corrosión nueva y, por lo tanto, permanecía inactiva.

UN CICLO CONTINUO

Una vez implementadas las medidas de mitigación, cada parte del proceso debe documentarse adecuadamente. Cada registro e información será útil para determinar la eficacia de las medidas implementadas, realizar ajustes según sea necesario o probar una estrategia distinta de gestión de corrosión, tomando así las decisiones de gestión de integridad adecuadas.

Además, cuando se realice una nueva inspección, aparecerán nuevas preguntas: ¿Sigue ocurriendo la corrosión en los mismos lugares? ¿Es corrosión nueva o es corrosión encontrada en una inspección anterior? ¿Las anomalías anteriores han crecido desde la última vez que se inspeccionó el ducto?

En esta etapa, por ejemplo, se puede revisar si las reparaciones realizadas al recubrimiento en el caso A fueron suficientes para proteger al ducto del entorno agresivo y si el tipo y la dosis de inhibidor utilizado en el caso B en los últimos años han demostrado ser adecuados para mitigar la corrosión.

Si la respuesta a estas preguntas es negativa, entonces se necesitará un cambio en la estrategia y se requerirá más información, junto con análisis y consultoría adicionales para definir una mejor estrategia de gestión de corrosión para el ducto. Cada nueva ILI, cada inspección y/o actividad de mantenimiento realizada en el ducto proporcionará una nueva capa de información, creando así un ciclo continuo de preguntas y respuestas en la búsqueda de la estrategia de mitigación de corrosión más adecuada.