volumen 4, numero 1 - marzo 2013

P O R T U G U Ê S

Aplicación de sistemas distribuidos de protección

catódica para bases de tanquesde almacenamiento de hidrocarburos

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

Presentando el Instituto NACEInternational

Corrosão sob tensão em equipamentos hidromecânicos de usinas hidrelétricas

2

LLEVANDO LA TECNOLOGIA AL FRENTE

Hace 30 años, un revolucionario sistema dirigido a la industria del petróleo/gas fue desarrollado por PIKOTEK para resolver los problemas generados por la creciente corrosión. Este Nuevo y patentado sistema fue llamado VCS (Very Critical Service - Servicios Muy Críticos) y dio solución a cuatro problemas principales: Mitigar la corrosión y/o erosión en las caras internas de las bridas inducidas por el flujo/fluido, prevenir corrosión galvánica entre bridas de metales disímiles, proveer aislamiento duradero y confiable para los sistemas de protección catódica y garantizar total sellado incluso a muy altas presiones, en cualquier tipo de brida (RTJ, RF, FF y combinaciones de ellas) y bajo los efectos de esfuerzos severos tales como momentos de flexión (bending moment) y torsión en las bridas.

En el interín, las demandas de los usuarios han evolucionado lo cual ha llevado a PIKOTEK a dar un paso al frente y desarrollar EL ÚNICO KIT AISLANTE Y FIRE SAFE DEL MUNDO el cual mantiene las propiedades y ventajas arriba listadas para el conocido kit VCS y además pasa las rigurosas exigencias de la prueba de fuego API 6FB (3ra

edición). El nombre de este nuevo kit, producto de años de investigación, es VCFS (Very Critical Fire Service). Durante operación normal el kit VCFS funcionará con la misma eficiencia probada por años del kit VCS, sin embargo, en caso de un inesperado (pero siempre posible) incendio un revolucionario sello secundario proveerá la protección necesaria para permitir que los sistemas anti-incendio controlen la emergencia antes de que el fuego se extienda por toda la planta reduciendo significativamente de esa forma el daño, impacto económico, impacto ecológico y, más importante, la potencial pérdida de vidas humanas.

La combinación de diseño y tecnología en el kit PIKOTEK VCFS le ofrece a los usuarios la seguridad que ellos requieren en campo a la vez que, desde el punto de vista económico, aseguran la mejor relación costo-beneficio.PIKOTEK continua trabajando junto con la industria para proveer soluciones ingenieriles para incrementar seguridad y cuidado ecológico. Para información más detallada, por favor contáctenos y estaremos muy complacidos de ayudarlos en este sentido y en la obtención de ahorros generales en sus costos.

Pikotek, Wheat Ridge, Denver. Tel: (001)303 988 124

www.pikotek.com

La principal diferencia entre VCS y VCFS es el sistema metálico de sellado secundario revestido con un polímero aislante desarrollado por Pikotek el cual provee hermeticidad durante el fuego. Otra diferencia son las nuevas arandelas aislantes, llamadas HCS, que sustituyen al usual par de Resina/Acero y que garantizan que el torque de apriete de las bridas se mantendrá durante el fuego. Los resultados en aislamiento han sido impresionantes, con valores de resistividad (al aplicar 1000V a la tubería) de hasta 45 gigaohms. Igualmente, los resultados en cuanto a fugas durante un incendio pasan con creces las exigencias del Fire Test API6FB 3ra edición.

33a Conferencia Internacional y Exposición Comercial

RESERVEESTA FECHA

3-5 JUNIO, 2013SESIONES EN ESPAÑOL

4

CON

TEN

IDO

PORT

UGU

ÊS

EDITOR EN JEFE Carlos A. Palacios T.

COMITÉ TÉCNICO DE LA REVISTA:Fabián Sánchez, OCP, Quito, EcuadorErnesto Primera, CIMA-TQ /ASME Latinoamérica, Lechería, VenezuelaLorenzo Martínez, Corrosión y Protección, Cuernavaca, México.Juan José Manzano, Technip, Houston, USAJosé Luis Mora, PEMEX, D.F., MéxicoMiguel Sánchez, Universidad del Zulia, Maracaibo, VenezuelaMatilde de Romero, Universidad del Zulia, Maracaibo, VenezuelaTony Rizk, Boardwalk Pipeline, Houston, TX, USAEnrique Vera, Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia, Tunja, Col.Alfredo Viloria, PDVSA-INTEVEP, Los Teques, VenezuelaSimón Suarez, CITGO, Houston, TX, USAAlberto Valdéz, GL Noble Denton, Houston, TX, USARafael Rengifo II, Phillips 66 en Houston, USA

VENTAS Y MERCADEO:Carlos A. Palacios [email protected]

EDITOR GRÁFICOSurama Gyarfas [email protected]

CORRECCIÓN DE TEXTOSInversiones FIT4LIFE

SUBSCRIPCIONES:[email protected]

Para más información nos puede contactar a:[email protected]

LATINCORR, LLC.

23501 Cinco Ranch Blvd.

Suite H120-905

Katy, TX 77494, USA

Telf: +1 (713)984-4774

NACE International no se haceresponsable, ni aprueba la información contenida en esta revista.

www.latincorr.com


Corrosión bajo tensión por carbonatos en tuberías de transporte

Aplicación de sistemas distribuidos de proteccióncatódica para bases de tanquesde almacenamiento de hidrocarburos

Presentando el Instituto NACE International

Noticas Latincorr

Notícia PORTUGUÊS

Corrosão sob tensão em equipamentos hidromecânicos de usinas hidrelétricas

6

42

44

14

22

28

30

N U E S T R O S C L I E N T E SGracias por su apoyo!

At Rice Univerity

DOSIMIZERTM

5

E D I T O R I A L

Atentamente,Carlos A. Palacios T., M.sc, PhD.

Editor en Jefe

Bienvenidos a NACE 2013……LATINCORR fue seleccionada por el Houston Community College (HCC) para llevar y traducir toda la información referente al programa de corrosión que se lleva en esa Institución. Resulta ser que con nuestro apoyo, el apoyo de otros colegas y en especial del National Corrosion Center (NCC) de la Universidad de Rice, liderado por Emilio Peña, el HCC a partir del semestre de Otoño del 2013 comenzará con un programa de corrosión donde las personas podrán recibir un título de “Associate Degree in Corrosion”. Esto se traduciría en una especie de Diplomado en Corrosión. Pero esto no se queda aquí, ya estamos trabajando para lograr un título universi-tario en Ingeniería de Corrosión que sería otorgado bien sea por la Universidad de Texas A&M o la Universidad de Rice, esto está por definirse.

La misión de LATINCORR en todo esto es llevar la información y promover estos grados de colegiatura y futuro grado universitario a todos los rincones de Latinoa-mérica y además apoyarlos en la traducción del material didáctico.

En este sentido nos gustaría hacer un llamado a las Universidades y otras institu-ciones que dictan cursos, e inclusive tienen especializaciones y maestrías para que contribuyan con el programa que se desarrolla en Houston. Pensamos que es una excelente oportunidad de integración entre instituciones de Latinoamérica y USA. Aquellos educadores e instituciones que estén interesados, por favor ponerse en contacto con nosotros al [email protected]

Por otro lado, NACE ha empleado a Tommy Tam para trabajar directamente con las diferentes secciones de Latinoamérica e impulsarlas a la integración con NACE International. Tommy Tam ha estado viajando muy frecuentemente a los diferen-tes países para conocer las diferentes realidades y está haciendo un gran trabajo. No se extrañen de verlo haciendo diferentes visitas a las secciones.

La beca LATINCORR-CIMA TQ este año de nuevo se realizó el otorgamiento a un estudiante de Colombia. Necesitamos el apoyo para que todos los estudiantes de Latinoamérica participen en esta beca.

www.latincorr.com

6


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

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

El desarrollo de un Sistema de Gerenciamiento de Integridad de Líneas (SGIL) busca prevenir posibles fallas en las líneas, y en caso de que ocurran, minimizar el efecto de las mismas por el impacto que se pueda generar. El modelo del Sistema de Gerenciamiento de Integridad de Ductos que se formula en este trabajo, contem-pla los mecanismos básicos que deben tomar en cuenta los operadores de líneas para evaluar continuamente los riesgos que representan es-tos importantes activos, con el fin de tomar las decisiones necesarias para reducir el número de incidentes, lo mismo que los efectos adver-sos por errores cometidos en el manejo, opera-ción y mantenimiento de sus ductos.

El presente trabajo comprende la experiencia en el desarrollo de un Sistema de Gerencia-miento de Integridad para Líneas de Flujo y de Producción de Pozos de la empresa operadora BG Bolivia, como medio de control del riesgo del Sistema de Líneas de transporte de hidro-carburos de esta empresa.

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

reo de programas de mantenimiento de líneas, además de la experiencia y soporte técnico de la empresa Integrity Assessment Services (IAS).

Adicionalmente, el SGIL se soporta en el desarrollo de los procedimientos necesarios para hacer la evaluación de integridad y reparación de las líneas, así como la revisión de las responsabilidades y determinación de las competencias del personal que debe llevar a cabo la gestión de integridad de las líneas, conjuntamente con los indicadores de gestión necesarios que permitan medir la efectividad del plan.

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

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

AN

TECE

DEN

TES

OBJETIVOS DEL SGILLos objetivos que persigue el Sistema de Gestión de Integridad de Líneas son:

• Identificar el riesgo que representan las líneas.

• Modelar la evaluación y mitigación de riesgos.

• Desarrollar los planes de inspección y acciones de mantenimiento en función del riesgo.

• Elaborar el plan de capacitación para el personal.

• Desarrollar los indicadores de gestión y plan de auditorías para la evaluación del sistema.

• Definir los procedimientos de inspección y reparación requeridos.

7

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

Fase 1: Diagnóstico y dimensionamiento de las líneas.

Esta fase incluye el levantamiento de toda la información de las líneas, la cual sirve para determi-nar la línea base desde donde se partirá para hacer el estudio.

Esta fase cuenta con las siguientes actividades:

• Recopilación y análisis de la información de las líneas.

• Definición de las Áreas de Alta Consecuencia o HCA (“High Consequence Área”).

• Segmentación de las líneas.

• Identificación de amenazas a la integridad de las líneas.

Fase 2: Determinación del nivel de ries-go y desarrollo del plan de inspección y man-tenimiento.

En esta fase se determinan los niveles de ries-gos de cada uno de los segmentos que com-ponen las líneas de manera de tratarlos indi-vidualmente y poder desarrollar los planes de mantenimiento ajustados a su nivel de riesgo. Esta fase abarca las siguientes actividades:

•Cálculo de la probabilidad de ocurrencia de eventos.

•Cálculo de las consecuencias de fallas (Po-tencial Área de Impacto PIA).

•Determinación del nivel de riesgo y matriz de riesgo.

• Mapa de riesgo y de consecuencias.

•Desarrollo de Plan Base Inicial de Inspec-ción y Mantenimiento por segmento de tubería definido como:

- Plan de acciones inmediatas.- Plan de inspección basada en riesgos a mediano y largo plazo.- Plan de inspección y mantenimiento rutinario.

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

Figura 2: Esquema de la ubicación del tendido de líneas

8

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

Tabla 2: Categorización de los Niveles de Consecuencias de Falla

Figura 6: Matriz de riesgo por segmentos

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

Figura 07: Mapa de

Riesgo de los segmentos

Fase 3: Mitigación de riesgos / Control del sistema de gerenciamiento de líneas.

En esta fase se determinan las actividades de mitigación requeridas para cada segmento de tubería en función del nivel de riesgo que re-presenta, de manera de atacar las amenazas activas que puedan interferir contra la inte-gridad del segmento y que pueda generar un alto impacto.

Las actividades asociadas a esta fase son:

• Desarrollo de los procedimientos de inspección y reparación de líneas.

• Elaboración del Plan de capacitación del personal.

• Determinación de los Indicadores de gestión.

• Evaluación de la efectividad del sistema de gerenciamiento de líneas.

• Retroalimentación del sistema de gerenciamiento.

• Determinación de un programa de Auditorías al SGIL.

10

• Mediante el SGIL la empresa operado-ra BG Bolivia pudo diagnosticar las con-diciones de los diferentes segmentos de tubería y determinar el nivel de riesgo de cada uno.

• Se generó un plan base de inspección y de mantenimiento en función al riesgo,

que incluye:

- Plan de acción inmediato (a corto plazo), diri-gido a evitar posibles fallas inminentes.

- Plan a mediano y largo plazo, apegado en función del nivel de riesgos de los segmentos.

- Plan rutinario, orientado a identificar y mi-tigar de manera temprana condiciones que puedan conllevar a la reducción de la vida útil de las líneas.

• Se desarrollaron los procedimientos de ins-pección y reparación de líneas direccionados por cada una de las amenazas identificadas.

• Se identificaron las brechas de competencia del personal involucrado en base a las cuales se elaboró su plan de capacitación.

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

• Implementar los planes de inspección y mantenimiento desarrollados con el fin de mantener el resguardo de la integri-dad de las líneas.

• Incluir el plan de capacitación elabo-rado para el personal de integridad de líneas en su programa de desarrollo de carrera.

• Implementar los indicadores de gestión y el plan de auditorías como parte esencial y medidas de control del SGIL.

• Una vez implementado el plan de manteni-miento, se deberá retroalimentar el SGIL de manera que se pueda recalcular el nivel de riesgo y cerrar el ciclo de la metodología.

• Divulgar la metodología empleada para me-jorar la toma de decisiones al momento de seleccionar estrategias de mantenimiento en redes de tuberías, de manera que esta expe-riencia sirva de referencia para otras empre-sas operadoras.

CON

CLU

SIO

NES

RECO

MEN

DA

CIO

NES

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

www.ohio.edu/corrosion [email protected] 740.593.0283

O H I O U N I V E R S I T Y Fritz J. and Dolores H. Russ College of Engineering and Technology

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

Institute for Corrosion and Multiphase Technology

Programas de Estudio Maestría y Doctorado en Ingeniería Química Aplicaciones en línea www.ohio.edu/graduate

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








11















12

Corrosión bajo tensión por carbonatosen tuberías de transporte Rafael Rengifo II

se une al Comité Técnico

de Latincorr

José Martin Lizcano Contreras, Ludwing A. López Carreño (ECOPETROL S.A.), Diana Benavides, Alban Jaimes, (UT TIP PETROLABIN) Contacto: [email protected]

En Colombia como en los EE.UU y Canadá se cuenta con grandes extensiones de tubería de transporte de hidrocarburo y sus derivados, alrededor de 7000 Km de ductos, siendo Co-lombia uno de los países con mayor extensión de tubería enterrada en Latinoamérica, esto debido a la situación política y geográfica. Adicional la geografía Colombiana es hetero-génea y quebrada, hecho que puede generar movimientos de masas de tierra cuando se satura el terreno. Los movimientos de masas pueden generar esfuerzos actuantes sobre la tubería y causar deterioro del recubrimien-to. Este tipo de daños en el recubrimiento protector inducen pequeños defectos en las superficies de las tuberías, que además de la presencia de ambientes agresivos, pueden inducir un potencial fallo del componente, promovido por un fenómeno de corrosión bajo esfuerzo (SCC). La corrosión bajo tensión (CBT) o Stress corrosión Cracking, (SCC) es un fenómeno por el cual un material, por acción de cierto tipo de medio ambiente corrosivo, se fractura a valores de tensión muy inferio-res a los esperados. Se conoce que hay varios tipos de corrosión bajo tensión que dependen del medio y del material afectado. La corro-sión bajo tensión por carbonatos es el térmi-no aplicado a las grietas que se producen jun-

Corrosión bajotensión (SCC)

pH

Fractomecánica

La corrosión bajo tensión por carbo-natos (CBT) es el término aplicado a las grietas que se producen junto a las soldaduras de acero al carbono bajo la acción combinada de la resistencia a la tracción y corrosión en los sistemas que contienen carbonatos.

Estudios con enfoques experimenta-les y teóricos sobre el mecanismo de corrosión bajo tensión o stress corro-sión cracking (SCC) de los aceros grado API de tuberías en entornos de pH casi neutro y altos han sido realizados en diferentes partes del mundo desde los años 60. El tema de las investigaciones incluía susceptibilidad a corrosión bajo tensión en condiciones de prueba en diferentes medios y concentraciones de los mismos.

El potencial de PC aplicado, el valor del pH de la solución y el grado de esfuerzos de tensión aplicados facilitan el proceso de agrietamiento induciendo una mayor susceptibilidad a la corrosión bajo ten-sión, lo que sugiere que la disolución en la punta de grieta y la entrada de hidró-geno están involucrados en el proceso de agrietamiento.

En el actual trabajo se presenta los resul-tados de la evaluación del mecanismo de daño del material de una tubería de trans-porte de crudo en Colombia, encontrán-dose que las características fractomecá-nicas y las discontinuidades tipo picados observadas en su superficie y la caracte-rización de algunos depósitos, reveló que el fenómeno de corrosión que favoreció el agrietamiento fue inducido por la pre-sencia de carbonatos disueltos en un me-dio corrosivo, cobrando importancia un proceso de agrietamiento por carbonatos (SCC) como posible mecanismo de fallo.

PALA

BRAS

CLA

VES to a las soldaduras o adyacentes a las mismas

bajo la acción combinada de la resistencia a la tracción y corrosión, en los sistemas que con-tienen carbonatos. Estudios con enfoques ex-perimentales y teóricos sobre el mecanismo de corrosión bajo tensión (SCC) de los aceros grado API de tuberías en entornos de pH casi neutro y alto han sido realizados en diferentes partes del mundo desde los años 60. El tema de las investigaciones incluía susceptibilidad a corrosión bajo tensión en condiciones de prueba en diferentes medios y concentracio-nes de los mismos. Este tipo de pruebas de corrosión bajo tensión se han llevado a cabo principalmente mediante ensayos de veloci-dad de deformación lenta (SSRT) y modelado utilizando un análisis elástico-plástico. Tam-bién ha sido medida la distribución de hidró-geno alrededor de la punta de grieta del SCC y el papel del hidrógeno en el proceso de agrie-tamiento. La carga o esfuerzos es el paráme-tro más importante en el mecanismo de SCC. La carga cíclica se considera un factor muy im-portante, y las Inclusiones no metálicas tam-bién han tenido correlación a la iniciación de SCC. En Colombia se han desarrollados análi-sis de falla por posibles mecanismos de daño por SCC por carbonatos, sin embargo, es un fenómeno poco conocido, y para el cual no se ha desarrollado investigación ni métodos de mitigación.

El presente artículo describe la metodología de análisis de falla diseñado en el Instituto Co-lombiano del Petróleo ICP - Ecopetrol S.A, que comprende la evaluación inicial del de la sec-ción de tubería afectada y la determinación del posible mecanismo de daño, con lo cual se pretende identificar y valorar el riesgo de ocurrencia de falla, evaluando el mecanismo de falla en función a los factores que afectan

13

Corrosión bajo tensión por carbonatosen tuberías de transporte Rafael Rengifo II

se une al Comité Técnico

de LatincorrRafael, amigo y colega de muchos años se une a nuestro Comité Técnico y en esta edición comparte con nuestra comunidad su visión de Latincorr.

Rafael es Ingeniero de Materiales egresado de la Universidad Simón Bolívar – Venezuela con 24 años de experiencia en Confiabilidad de Equipos Estáticos, Integridad Mecánica y Corrosión. Ac-tualmentese desempeña como Ingeniero Senior de Integridad de Facilidades en Phillips 66 en Houston, USA y en el pasado ha ocupado posiciones como Gerente Técnico, Jefe de Inspección,

Ingeniero de Confiabilidad, Ingeniero de Corrosión y Líder de Integridad de Tanques en varias com-pañías petroleras y como empresario. Rafael es un activo miembro certificado, escritor y ponente en organizaciones internacionales como API, AWS, NACE e ILTA.

Saludos amigos lectores de Latincorr :

En la oportunidad de haber sido honrado con la invitación a formar parte del Comité Técnico

de esta prestigiosa publicación, he querido compartir con ustedes mi perspectiva sobre la

relevancia de Latincorr en el ambiente actual y futuro de la industria del petróleo y gas.

Veo grandes oportunidades para la comunidad de corrosionistas de Latinoamérica en dos

nuevas tendencias : La revolución del “Shale” y el creciente uso de Bio-Combustibles.

La revolución del “Shale” como llaman a esta oportunidad que ahora se tiene de accesar a

yacimientos de hidrocarburos que antes eran inalcanzables, viene a retar a las organizacio-

nes y comunidades de profesionales en cuanto a como podemos apoyar tal demanda de

personal calificado que esta creciendo de forma exponencial.

Ya comenzamos a escuchar sobre problemas de corrosión en la refinación de los nuevos

crudos “shale”, y en el manejo de Etanol y Bio-Diesel; también la necesidad de crear nuevos

sistemas de transporte y almacenamiento para llevar el crudo de oportunidad a todos los

centros de refinación, y la necesidad de desarrollar toda una infraestructura para la expor-

tación de productos refinados desde USA hacia el mundo, lo cual incluye a Latinoamérica.

Desde mi punto de vista, la revista Latincorr es un excelente medio para iniciar discusiones

y compartir información sobre estas dos nuevas tendencias, a la vez de continuar con las

excelentes publicaciones que todos como lectores de Latincorr hemos disfrutado en el área

de programas de Integridad Mecánica, Análisis de Problemas de Corrosión y Nuevas Aplica-

ciones de Ensayos No Destructivos.

Somos muy afortunados de estar presentes en este momento protagónico, y más aun somos

muy afortunados de estar conectados a través de Latincorr. Desde el Comité Técnico de

Latincorr quiero invitarles a todos en esta comunidad a participar más activamente contri-

buyendo con artículos e ideas, así como promoción de nuevos productos y servicios.

Rafael Rengifo II

14

Se conocen dos tipos de mecanis-mos de corrosión bajo tensión (CBT) o Stress corrosión Cracking (SCC) por carbonatos, que se encuentran nor-malmente en los gasoductos, oleo-ductos y poliductos, conocidos como el de alto pH (9 a 13) y cerca al neutro (6 a 7.5, NEB 1996). El SCC de alto pH

es el clásico. Originalmente se observó en gasoductos. Normalmente se encuentran dentro de los 20 kilómetros aguas abajo de la estación de bombeo. Este tipo de SCC se presenta normalmente en un rango rela-tivamente estrecho de potencial catódico (-600 a -750 mV Cu/CuSO4) en presencia de carbonato / bicarbonato en medio de una ventana de pH de 9 a 13. Se necesitan temperaturas superiores a 40°C para que se incremente la susceptibilidad al SCC. El SCC de pH casi neutro, se ha observado principalmente en las líneas de transmi-sión de gas.

Este tipo de agrietamiento transgranular fue inicialmente identificado en Canadá, y ha sido observada por los operadores en los EE.UU. El principal responsable de este tipo de mecanismo de daño son las aguas subterráneas que contienen CO2 disuelto. El CO2 se origina (como en el de pH alto) de la descomposición de materia orgánica y se ve agravado por la presencia de bac-terias sulfatoreductoras, esto ocurre prin-cipalmente debido al desprendimiento del recubrimiento, que protege a la corriente catódica que podría llegar a la superficie de la tubería. El SCC de alto pH ha causado numerosas fallas en los EE.UU en los años 60 y 70, mientras que fallas por SCC de pH cerca al neutro se registraron en Canadá a mediados de los años 80 a principios de los 90. Las fallas por SCC han continuado en

la integridad de línea y de las barreras de pro-tección que impiden que este tipo de meca-nismos se desarrollen, lo cual podrá permitir desarrollar un plan de mitigación enfocado a la disminución del riesgo de falla por corro-sión bajo tensión por carbonatos en líneas de transporte.

1. Levantamiento, revisión e integración de InformaciónSe realizó en levantamiento de la información de la línea, sección de tubería de 24” de diámetro, adicional se observó las características de otras líneas con fenómenos similares, con la finalidad de comparar los mecanismos presentes:

Material: API 5L Grado X-65. Diámetro Externo (OD): 24”. Espesor de pared (WT): 0.468” 11.89mm). Tipo de recubrimiento: (TPE). Válvula de bloqueo más cercana PK 375+920.

Válvula cheque más cercana 365+250. Tipo de suelo, calizas. Kitm: mesozoico. Formación tibù - mercedes. Calizas duras y areniscas; conglomerado y arenisca de grano fino a grueso. Temperatura de la tubería 32,19 - 65,49. MAWP: 1829.

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

AN

TECE

DEN

TES

todo el mundo, incluyendo Australia, Rusia, Arabia Saudita, Sudamérica y otras partes del mundo. En Colombia se han estudiado posibles casos de SCC por carbonatos.

La ejecución de esta metodología se fundamenta en la participación de un equipo de trabajo con experiencia y conocimientos en áreas de mecánica de materiales y de la fractura, integridad y corrosión.Siguiendo la metodología de análisis de falla se cum-plieron los siguientes pasos como se observa en la figura 1:

15

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

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

Figura 3. Sección recibida para análisis y características del daño. Fuente: autor.

Superficie interna. La muestra evaluada evidenció una grieta pasante de 15 cm de longitud, cir-cunferencial y alejada del cordón longitudinal de soldadura (costura). Adyacente a la grieta se observo leve deformación plástica a través de toda la grieta, se observó leve pérdida uniforme de material. Ver Figura 4.

Figura 5. Se observan grietas con pequeñas ramificaciones en los extremos.

Figura 4. Sección de tubería de 24”, se ob-

serva la grieta pasante alejada de la costura.

Grietas secundarias se observaron en otro estudio de evaluación de falla en un poliducto colom-biano de 10”. Ver Figura 6.

Figura 6. Se observan grietas con pequeñas ramificaciones en los

extremos.

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

3. Resultados de los ensayos.Inspección visual superficie externa. Me-diante la inspección visual del elemento en análisis se observó un recubrimiento dete-riorado y despegado en algunas zonas, prin-cipalmente en la interface con el manguito, el cual también se observó deteriorado, este daño se extiende paralelo al cordón de sol-dadura circunferencial. Como evento princi-pal se evidenció una grieta pasante de 16 cm de longitud, situada a 13 cm del cordón de soldadura circunferencial en sentido horario entre las 6 y 9 lado (M1), ubicada entre la in-terface recubrimiento-manguito. Una segun-da grieta de 14 cm de longitud, se observó adyacente al cordón de soldadura circunfe-rencial que une las dos secciones. Adyacen-te a la falla crítica se observó depósitos de color oscuro, además de pérdida localizada de material en forma de picado de hasta 0.08”(2.03mm) de profundidad. Ver Figura 3.

16

Análisis fractográfico. Se obser-vó dos morfologías, una que propa-ga desde la superficie externa con apariencia rugosa poco definida y con agrietamiento secundario; una segunda desde la superficie interna con apariencia menos rugosa y pla-na. Ver Figura 7.

Análisis por SEM – EDX y DRX: Los resultados de este análisis en los depó-sitos reportaron picos de oxígeno, hierro, y carbono principalmente, elementos que pueden encontrarse conformando especies del tipo óxidos o carbonatos de hierro, no se encontró

Análisis Metalográfico. Las grietas observadas mostraron ser transgranulares y ramifi-cadas, con presencia de depósitos, con un frente de propagación en forma angular, adicional a lo anterior se observó que a medida que la grieta se va abriendo en la superficie ex-terna las bandas de perlita se van curvando levemente, indicando posible deforma-ción plástica en la punta de grieta, como se observa en la Figura 8.

Figura 7. Superficie de fractura. Fuente: autor.

Figura 8. Micrografía corte transversal de la falla. Depósitos dentro de la grieta.

Figura 9. Mi-crografía corte

transversal de la falla. SEM-EDX

dentro de la grieta.

sulfuros de hierro. La morfología de la superfi-cie de fractura evidencia presencia de dimples y semiclivaje, así como agrietamiento secun-dario. Ver Figura 9.

18

Figura 10. Micrografía corte transversal de la falla. SEM-EDX dentro de la grieta.

Se realizó el ensayo de dureza, tensión, e impacto de acuerdo las especificaciones de la norma (ASTM E 10–08, ASTM E 8-08 ASTM E 23–07ª respectivamente). Como se observa en las Tablas 1 - 3.

Grietas con depósitos y frente de propagaciónsemieliptico, se observó en otro estudio de eva-luación de falla en un poliducto Colombiano de 10”. Ver Figura 10. Análisis de resultado

y discusiónLa evaluación de la sección de tubería de 24” de diámetro resaltar una grieta pasante de unos 25 cm de longitud ubicada transversalmente a unos 13 cm del cordón de soldadura circunferencial, se identificó depósitos de color oscuro, además de, pérdida localizada de material con leve acu-mulación de depósitos. El recubrimiento se ob-servó deteriorado y levantado en algunas zonas, lo cual hace intuir que pudo haber contacto de la superficie externa de la tubería con un medio ambiente corrosivo. Mediante ensayos no des-tructivos se detectó la presencia de grietas rami-ficadas. La apariencia de la superficie de ruptura muestra una morfología que se pudo formar por la combinación de un proceso corrosivo y presencia de esfuerzos en tensión, que indujo el crecimiento de grietas a partir de las socava-duras y picados generados sobre la superficie externa del material. Mediante el análisis meta-lográfico y por SEM de la zona de falla se pudo evidenciar que las grietas observadas a altos aumentos propagaron de manera transgranular, con un frente de propagación en forma angular, lo que indica que dichas grietas se van abriendo y ramificando. Las propiedades químicas, meta-lúrgicas y mecánicas del material de las muestras analizadas (tubería de 24”) son similares y nor-males para este tipo de componentes y cumplen con los valores mínimos estipulados la norma API 5L para una tubería grado X-65 (PSL1).

Mecanismos de daño propuesto: como se co-mentaba anteriormente, se deben presentar tres condiciones para que ocurra SCC: un mate-rial susceptible, un ambiente agresivo o conduc-tivo y esfuerzos de tensión. Además de lo ante-rior se han identificado dos formas de SCC: La de alto pH (denominada la clásica) y la de pH casi neutro (la no clásica) todas estas relacionadas con contenidos de carbonatos. Las característi-cas antes citadas direccionan hacia un fenóme-no de SCC de pH cerca al neutro.

Stress Corrosion Cracking de bajo Ph o Neutro: El SCC de pH casi neutro tiende a ocurrir a un pH local entre 5.5 y 7.5, y está asociado con con-centraciones moderadas de CO2 en aguas subte-rráneas y climas fríos, y está controlado por la interacción entre los ácidos carbónicos y los bi-carbonatos los cuales mantienen los valores de pH cercanos a 7. Las grietas son generalmente transgranulares, anchas y más corroídas que las

Tabla 1. Resultados del Ensayo de composición química y análisis de suelos.

Tabla 2. Resultados Medición de Durezas y Microdurezas.

Tabla 3. Resultados del Ensayo de Tensión e impacto.

19

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

Al corroborar cada una de las evidencias citadas, tene-mos: Se desconoce el régimen de trabajo del niple, y el nivel de esfuerzos actuantes sobre el mismo, sin embargo, las grietas que se presentaron en este elemento fueron transversales a la tubería y transgranulares, inducidas por esfuerzos externos. El terreno evaluado se puede clasifi-car como moderadamente corrosivo según los valores de resistividad reportados. Los valores de pH en estas áreas fueron de 8.20, siendo zonas con características básicas que puede generar un proceso catódico donde se redu-ce el oxígeno y en el caso de tener presencia de tuberías de hierro, el metal se disolverá anódicamente cerrando el circuito. Los resultados del análisis por DRX corroboran la presencia de carbonatos de calcio y los resultados del

que se encuentran en la SCC de alto pH. Generalmente, los sistemas recubiertos con cintas son susceptibles a este tipo de ambiente. Las grietas encontradas mediante este análisis se anchan y tienen alto contenido de depósitos, el análisis de suelo y DRX reportaron carbonatos y bicarbo-natos. Este tipo de daño ya no depende de la temperatura como en el caso de SCC por alto pH, por eso se puede dar en zonas apartadas de las estaciones de bombeo. Adicio-nalmente, para que el SCC por bajo pH ataque el material de la tubería, debe haber un deterioro del revestimiento de la tubería y/o deficiencias en el sistema de protección catódica. Elementos detectados en este análisis. Ocurre a un nivel de esfuerzos más alto que en SCC de alto pH. Por esta razón, las grietas pueden darse no solamente en di-rección axial, sino también en dirección transversal. Para el caso en estudio la grieta principal y las grietas adyacen-tes se dieron en sentido circunferencial o transversal. Los esfuerzos externos fueron generados por movimientos de masas de tierra. El SCC de bajo pH se da como con-secuencia de una interacción directa entre los fluidos del medio externo (terreno) con el material de la tubería, que provocan pérdida localizada de material, a partir de los cuales se originaron las microgrietas y la grieta que indujo la ruptura de la tubería.

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

20

• Los esfuerzos externos fueron generados por movimientos de masas de tierra.

El análisis de la sección de tubería 24” de diá-metro y las características de falla son simila-res a la de de 10” de diámetro, por tanto se infiere que el mecanismo de daño puede ser el mismo, para las dos tuberias.

Realizar inspección directa de la tubería (SCC-DA) mediante apiques, donde se hayan detec-tado movimientos geotécnicos o suelos que tengan características similares a los encon-trados en la falla analizada, y mediante este análisis descartar la presencia de grietas en secciones de tubería adyacentes.

Evaluar el estado de las barreras de protec-ción monitoreando el estado del recubrimien-to y del sistema de protección catódica para controlar el proceso de corrosión.

Realizar los trabajos de estabilización geotéc-nica necesarios en los sitios de alto riesgo de movimientos de masas, con el fin de evitar

Conclusiones y recomendacionesEl daño observado sobre la superficie externa de la sección de tubería de 24”, fue inducido por un agrietamiento desde la superficie ex-terna hacia la interna.

De acuerdo con el resultado de los análisis efectuados, la falla está relacionada con un mecanismo de daño por Stress Corrosion Cracking (SCC) a bajo pH.

• El agrietamiento fue favorecido principal-mente por defectos superficiales tipo pica-do ubicados sobre la superficie externa de la sección de tubería, los cuales actuaron como concentradores de esfuerzos nuclea-dores de grietas.

• Los factores que facilitaron el proceso de corrosión de la superficie externa se rela-cionan directamente con el terreno, un re-cubrimiento en mal estado y posible ausen-cia de un sistema de protección catódica.

excesiva carga sobre los ductos que compro-metan la integridad de los mismos. Aumentar la frecuencia de inspección en temporadas de lluvias.

Es importante realizar investigación relaciona-da con mecanismos de daño por Stress Corro-sion Cracking (SCC) a bajo y alto pH, relacio-nado con fenómenos geotécnicos, tanto en Colombia como en América Latina.

BIBLIOGRAFÍA

- AMERICAN SOCIETY FOR METALS. “Metal Handbook Ninth Edition Vol 1. “ Properties and Selection: Irons and Steels” USA – 1978.

- AMERICAN SOCIETY FOR METALS. “Metal Handbook Ninth Edition Vol 9. “ Metallogra-phy and Microestructures” USA – 1985.

- AMERICAN SOCIETY FOR METALS. “Me-tal Handbook Ninth Edition Vol 11. “ Failure Analysis and Prevention” USA – 1985.

22

Aplicación de sistemas distribuidos de protección catódica para bases de tanques de almacenamiento de hidrocarburosHernán Rivera [email protected] - Roberto Ramirez [email protected] - Jorge Cantó [email protected] Martínez Martínez de la Escalera [email protected] - Lorenzo Martínez Gomez [email protected] - Corrosión y Protección Ingeniería, Cuernavaca Mor. México

Los requerimientos en materia de control de corrosión en tanques de almacenamiento sobre el nivel del suelo se han incrementado en los últimos años a raíz del surgimiento de nuevos métodos constructivos, así como de normas y prácticas recomendadas cada vez más estrictas. Hasta hace unos años el uso de sistemas remotos o colocados fuera del perímetro del tanque eran utilizados y aceptados dado que no existían barreras eléctricas que impidieran el flujo de corriente hacia la base, estos sistemas fueron cuestionados en su momento, principalmente por la dificultad para distribuir adecuadamente la corriente y la incapacidad para un monitoreo efectivo en las zonas cercanas al centro del tanque.

Actualmente en muchos países han comenzado a utilizarse las membranas de contención bajo las bases de tanques de almacenamiento de hidrocarburos como una medida de prevención contra la contaminación del suelo en caso de una fuga. Este proceso constructivo descarta por completo los sistemas de protección catódica remotos o fuera del perímetro, y limita la separa-ción máxima entre los ánodos y la superficie metálica, por lo que para el diseño de nuevos sis-temas los factores geométricos, de atenuación y las propiedades eléctricas del electrolito son los principales elementos que se deben combinar para garantizar la eficiencia de la protección catódica por largos períodos de tiempo.

El presente trabajo hace un análisis de aplicación de sistemas de protección catódica distri-buidos mediante la utilización de ánodos continuos, comparando los valores estimados en el diseño con los obtenidos en su construcción, así como una confrontación de los valores de ate-nuación y eficiencia entre los sistemas de ánodos concéntricos y los arreglos en forma de malla.

Durante mucho tiempo una aproximación para la prevención de fugas por corrosión en bases de tanques de almacenamiento se ha realizado mediante la aplicación de corrien-te de protección catódica desde posiciones remotas o con sistemas distribuidos alrede-dor del perímetro de los tanques. Estánda-res internacionales como API 651 aun con-sideran este tipo de sistemas. Su aplicación resulta en la mejor alternativa para tanques existentes donde el material que soporta la base permite el flujo de corriente desde los ánodos hasta la superficie metálica exterior de la base.

Las principales desventajas para los sistemas de protección catódica instalados fuera del perímetro del tanque radican en la dificultad para lograr una distribución homogénea de la corriente en toda la superficie, que tien-de a concentrarse en la parte exterior de la base. El monitoreo también representa un reto importante, ya que los electrodos de referencia colocados en el perímetro no re-flejan el comportamiento real del potencial en las zonas cercanas al centro.

Protección catódica

Bases de tanques

Sistemas distribuidosPA

LAB

RA

S CL

AVES

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

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

Parque Tabasco, Villahermosa,

Tabasco, México

Tel: +1 713.285.5075www.pecomexpo.com

Presentado por:

Convocatoria de Ponencias

Fecha límite:

4 de marzo del 2013

La Exposición y Conferencia del Petróleo de México (PECOM) es el evento por excelencia de la industria petrolera mexicana desde 1994. Con sede en la estratégica ciudad de Villahermosa —la “Capital Petrolera de México”— PECOM tiene acceso local a más de 30,000 ingenieros, gerentes y

personal de PEMEX situados a corta distancia de las cinco Subdirecciones de PEMEX.

Comuníquese hoy si le interesa participar con una ponencia técnica, para reservar su espacio y oportunidades de patrocinios.

Ponencia Técnica

Sandy Basler [email protected] Tel: +1 713.285.5075

Reservar su Espacio y Oportunidades de Patrocinio

Tish [email protected]: +1 713.285.5070

OEADV-34

desde 1994

2013

Exposición y Conferencia del Petróleo de México

del 9 al 11de abril del 2013

24

En la actualidad la construcción de tan-ques de almacenamiento para hidrocar-buros contempla diversos mecanismos de seguridad para la prevención de fugas y la contaminación del suelo que éstas puedan causar. Las sub-estructuradas formadas por cimentaciones y diques de contención cons-truidas con concreto reforzado dificultan el flujo de corriente desde ubicaciones remo-tas de los ánodos. El uso de membranas de contención fabricadas con materiales poli-méricos descarta cualquier alternativa de protección catódica que no se encuentre contenida dentro de la propia membrana.

El uso de sistemas de protección catódica distribuidos en arreglos concéntricos o en-mallado se han convertido en una alternati-va confiable para el control de la corrosión exterior en las bases de tanques. Los siste-mas son instalados previo a la construcción del tanque, éstos permiten una distribución homogénea de la corriente, y junto con la colocación de electrodos de referencia per-manentes es posible un monitoreo confia-ble de toda la superficie.

Para un diseño confiable, que garantice una distribución suficiente y homogénea de la corriente, y con una vida útil acorde con los requerimientos de operación de los tan-ques de almacenamiento, existen diversos factores que deben ser tomados en cuenta, tales como la selección de materiales, pa-rámetros geométricos y condiciones eléctri-cas del medio.

Selección de materialesUn factor importante que debe ser tomado en cuenta en el diseño de un sistema de protección catódica distribuido para bases de tanques es su vida útil. Los sistemas se-rán instalados antes de la construcción del tanque, y quedarán confinados por debajo de éste por un largo periodo de tiempo, al menos 25 años, por lo que es necesario uti-lizar ánodos que aseguren un vida útil sufi-ciente.

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

Anodes) en relación a la corriente sumi-nistrada, son elementos de menor peso y volumen que los materiales tradicionales como el grafito o los ánodos de Hierro-Si-licio-Cromo.

La principal ventaja de los ánodos de MMO es que están formados por una película muy delgada aplicada sobre un sustrato que puede ser aplicada incluso en alambres delgados, lo que permite una gran maneja-bilidad para ser utilizado como ánodo con-tinuo. El consumo de este tipo de ánodos es menor a 1 mg/A-año, y pueden brindar densidades de corriente superiores a 100 A/m2 garantizando una vida útil superior a los 20 años.

El uso de cintas de magnesio para configu-raciones en forma de malla pueden resul-tar igualmente funcionales, sin embargo su vida útil será considerablemente menor, por lo que la rehabilitación y remplazo del sistema será necesario en un plazo de tiem-po menor.

ElectrolitoA diferencia de los sistemas de protección catódica instalados en terreno natural, el electrolito en el que funcionará el sistema puede ser seleccionado y sus propiedades controladas. Se trata de una cama de are-na que soportará y repartirá de manera uniforme el peso del tanque sobre la ci-mentación.

De acuerdo a la norma API 651, las pro-piedades fisicoquímicas que deben ser consideradas en la arena de relleno para asegurar un buen funcionamiento son:

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

GeometríaLa geometría constituye un parámetro fun-damental para el buen funcionamiento de un sistema de protección catódica, en el caso de los sistemas para bases de tanques la distribu-ción de la corriente dependerá del arreglo se-leccionado, el objetivo es lograr una densidad de corriente homogénea en toda la superficie metálica.

La principal restricción en la que estará basada la geometría es el espesor de la cama de are-na disponible para colocar los ánodos, ya que de esta dependerá la separación máxima que podrá existir entre éstos para garantizar una co-bertura completa de la corriente eléctrica.

Considerando que la corriente se emite desde el ánodo hasta la superficie metálica con un efecto similar al de la luz de una linterna, am-pliando su cobertura con un ángulo 120°, la separación entre los ánodos puede estimarse mediante trigonometría. La figura 2 muestra el comportamiento de la corriente emitida por una sección de ánodo continuo, y la cobertura de este en relación a la distancia entre éste y la base del tanque.

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

25

La ecuación 1 muestra el cálculo para la se-paración máxima entre ánodos:

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

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

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

MonitoreoUna herramienta indispensable para ase-gurar la correcta operación del sistema es el monitoreo, para el cual pueden insta-larse dentro de la misma cama de arena, electrodos de referencia permanentes distribuidos en la superficie de la base del tanque para determinar el nivel de la pro-tección catódica en distintas áreas de la base.

Bajo las condiciones del electrolito men-cionadas anteriormente que sugiere la norma API 651 los electrodos de referencia permanentes de Cobre-Sulfato de Cobre son una buena alternativa.

Todos los cables, tanto los de los ánodos como los de los electrodos de referencia deben pasar a través del anillo de cimen-tación mediante canalizaciones eléctricas, mismas que deberán ser selladas con es-puma o materiales epóxicos para evitar el contacto de la cama de arena con el am-biente exterior.

ResistenciaLa resistencia del arreglo es un valor funda-mental en el diseño, debe asegurarse que la resistencia del sistema sea lo suficiente-mente bajo para un suministro de corriente suficiente para la protección del sistema.

El cálculo de estas resistencias durante el proceso de diseño es necesario para deter-minar la capacidad requerida de la fuen-te de corriente directa. Existen distintas aproximaciones teóricas para el cálculo de resistencias de ánodos continuos.

La primera ecuación propuesta es de uso general para ánodos lineales y puede ser aplicada en cualquiera de las geometrías seleccionadas. Esta ecuación representa una abstracción de una franja de la base del tanque en la que el ánodo tiene cobertura, según se muestra en la figura 1.

Figura 3. A la izquierda un arreglo de ánodos circulares concéntricos, a la derecha un mallado formado por ánodos

continuos paralelos y barras de conexión transversales.

Esta ecuación no considera los efectos de interferencia mutua producidos por los ánodos adyacentes, y para el caso de los ánodos dispuestos en forma circular, tam-poco considera el efecto rpoducido por su propia geometría.

La ecuación 3 muestra un modelo para el cálculo de la resistencia específicamente para un ánodo dispuesto en forma circular.

1 4

2

3

26

Puesta en marchaAdicional a las precauciones que deben tomarse para la puesta en marcha de cual-quier sistema de protección catódica, este tipo de sistemas requieren dos considera-ciones adicionales, la primera de ellas es verificar que no exista un corto eléctrico entre los ánodos y la base del tanque, esto puede ocurrir durante las maniobras de en-samblaje de la base, las manobras sobre la arena pueden producir movimientos sobre los ánodos y uno de estos puede quedar en contacto directo con la base del tanque.

La segunda precaución se refiere al voltaje aplicado para la polarización de la estruc-tura. En un sistema de protección catódica para ductos es una práctica común iniciar su operación con un voltaje elevado en la fuente de corriente directa para acelerar el proceso de polarización de la estructura, y posterior a esto el voltaje es regulado hasta alcanzar el potencial deseado. Para siste-mas confinados bajo la base de un tanque es importante considerar que no existen al-ternativas de venteo y disipación de gases producidos por la reacciones anódicas, por

ello una salida de corriente excesiva puede provocar la formación de gases alrededor de la superficie del ánodo que lo aíslen del electrolito. Para este tipo de sistemas debe realizarse un incremento paulatino del vol-taje hasta alcanzar el potencial deseado, tratando siempre de mantener el valor de la corriente lo más bajo posible.

La experiencia reciente en la aplicación de sistemas de protección catódica dis-tribuidos bajo las bases de los tanques han demostrado una mayor eficiencia en la distribución de la corriente en comparación con los sistemas remotos o distribuidos fuera del perímetro. Las

nuevas prácticas de ingeniería en la cons-trucción de los tanques obligan a la apli-cación de estos nuevos sistemas, y a la vez brindan una mejor alternativa para su ope-ración, ya que en con los métodos anterio-res, los materiales utilizados para el soporte de las bases usualmente representaban una barrera de alta resistencia para el libre flujo de la corriente de protección catódica hacia la superficie metálica.

Adicionalmente, las nuevas tecnologías con capacidad para monitoreo y control perma-nente, así como la gestión de su operación a distancia, permiten optimizar el mante-nimiento de los sistemas incrementando su confiabilidad operativa y brindando una mayor flexibilidad en los procesos de man-tenimiento.

REFERENCIAS

1. Roberto Solis, Hernan Rivera, Jorge Canto, Lorenzo Martínez, Lorenzo M. Martínez de la Escalera “Calculation methods for the perfor-mance of impressed current cathodic protec-tion systems for aboveground storage tanks bottoms” Mexico 2012.

2.. Sánchez Torres, Julio César “Rompiendo pa-radigmas en los sistemas de protección catódi-ca de tanques” México 2012.

3. CP 4–Cathodic Protection Specialist Course Manual, NACE International.

4. Classic Papers and Reviews on Anode Resis-tance Fundamentals and Applications, NACE International.

CON

CLU

SIO

NES

PRESENTANDO EL INSTITUTONACE INTERNATIONAL

28

En el 2013 los programas de Certificación de NACE estarán a cargo del nuevo Instituto de NACE International. La misión del Instituto es apoyar al crecimiento y calidad de las certi-ficaciones otorgadas en al campo de Corro-sión, mejorar las condiciones de negocios de la industria y promover la seguridad publica, proteger el medio ambiente y reducir el im-pacto económico de la corrosión mediante la promoción del conocimiento ciencias e ingeniería de corrosión mediante los pro-gramas de certificación.

“El propósito del Instituto es operar amplia-mente para el beneficio, protección y pre-servación de la ingeniería de la corrosión y ciencias de la industria,” dice Chris Fowler, presidente del Instituto. “Este es una opor-tunidad única para construir el perfil de la industria y su fuerza laboral y también cons-truir un Mercado laboral para los profesiona-les del control de la corrosión.

El Instituto NACE International se formo en el 2012 para mantener el cumplimiento con las leyes de impuestos en los Estados Unidos que existen y aquellas que han sido recientemente cambiadas para las organizaciones sin fines de lucro que poseen programas de certificación. El desarrollo del Instituto también llevará a los pro-gramas de certificación de NACE hacia el cumplimiento de los es-tándares ISO para entes certifica-dores (ISO 17204).

Desde el inicio, el Instituto NACE International se enfocará en po-der llenar las necesidades de la industria en los programas de certificación de trabajos labora-

les, perseguir la consistencia global entre los requisitos de los programas de certificación, alzar la percepción publica y de la industria sobre el propósito y los beneficios de los pro-gramas de certificación y apoyar el empleo de profesionales certificados en el control de la corrosión.

Quienes hoy día poseen certificaciones NACE y aquellos en búsqueda se la certificación no se verán afectados en absoluto por esta tran-sición. Todos los miembros de NACE actual-mente activos y los nuevos automáticamen-te recibirán una membrecía del instituto. Las tarifas de la membresía de NACE no será incrementada para mantener el instituto; al contrario, solamente un (01) dólar del costo de la membresía ira al apoyo del instituto para sostener las operaciones, el programa de desarrollo de las certificaciones, experti-cia especializada, manejo de apelaciones y procesos disciplinarios, cultivar la percep-ción de los empresarios y acceso al personal

Chris Fowler, Presidente,

NACE International Institute

certificado de NACE y otras actividades rela-cionadas a las certificaciones.

A mediados de los programas de certifica-ción de NACE serán movidos a la nueva pa-gina web del Instituto www.naceinstitute.org y mantendrán el mismo fácil acceso y funcionalidad que exhibe hoy la pagina web de NACE.

“Para me, es siempre excitante promover a la profesión de control de corrosión a los miembros NACE,” dice Fowler . “El crecimien-to de la industria se enfoca en el conocimien-to y experiencia del control de la corrosión y las certificaciones correspondientes de la industria, es todavía otro paso más hacia la acción de disminuir los costos asociados a la corrosión”.

La junta directiva de NACE Internaitonal Institute son:

Dr. Chris Fowler Presidente de NACE International

Institute Exova Group

Helena Seelinger Directora Ejecutiva NACE I

nternational Institute

Greta Whitsett Secretaria NACE International

Institute

Elaine Bowman Champion Technologies

Jeffrey Didas Matcor, Inc.

Dr. Oliver Moghissi DNV Columbus, Inc.

Frank RamptonTrenton Corporation

Nuevos oficiales de NACE para el período2013-2014

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

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

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

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

30

Evaluación del CandidatoLa siguiente información que deberá ser incluida al momento de la aplicación para ser revisada por el Comité de Selección es la siguiente:

•Copia de la aplicación. •Un escrito justificando la necesidad de la beca y explicando deta-lladamente como se utilizarán los fundos otorgados. Este escrito no debe estar contenido en una sola página y debe estar debidamente firmada, con su nombre, dirección, teléfono y dirección email. En for-ma LEGIBLE.

•Dos cartas de recomendación de profesores con quien el aplicante trabaje soportando dicha aplicación y que contenga una historia de los trabajos, calidad de ejecución de los trabajos y carácter del apli-cante. Así como la justificación para la otorgación de la beca. En for-ma LEGIBLE.

•Copia certificada de las notas del aplicante que describa el sistema de calificación.

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

•Una copia de todos los requisitos deberán ser escaseados y envia-dos por correo electrónico a [email protected] y [email protected].

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

Para m ás información por fav visitar www.latincorr.com

o contáctenos a [email protected]

BECA ESTUDIANTIL

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

Una (2) beca por un monto de US$ 1.500 cada una

Las becas LATINCORR-CIMATQ y LATINCORR-Tinker & Rasor serán otorgadas en la conferencia anual de NACE. Aunque no es requeri-do, se recomienda que los ganadores de la beca estén presentes en dicho evento para poder recibir el premio.

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

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

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

•Los Aplicantes deberán demostrar mediante trabajos técnicos, re-comendaciones de profesores, etc que poseen un interés en el cam-po de la corrosión.

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

•Si el estudiante está haciendo su aplicación para asistir a un con-greso u otro evento en US o cualquier otro país en la cual requiere de Visa, el estudiante o aplicante deberá suministrar prueba que posee dicha visa al momento de la aplicación y que estará vigente al mo-mento del viaje. Fotocopia a colores. 31

32

Noticias

Coirco: La corrosión de los equipos causaderrames (Cuenca del Colorado)

ARGENTINA

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

(Enero 27, 2013) Un informe especial elabora-do por la Comisión Técnica Fiscalizadora del Comité Inter-jurisdiccional del río Colorado (Coirco) sobre los incidentes ocurridos en yacimientos de hidrocarburo de esa cuenca, da cuenta del fuerte incremento en los últi-mos años tuvo la corrosión de equipos como causa principal de los derrames. Y advierte que en 2011 las empresas de esa zona reco-nocieron que hubo 1.982 incidentes en sus instalaciones.

El estudio de la comisión encargada de los peritajes de cada hecho, contempla los re-gistros desde el año 2000 hasta el 2011. Un período de doce años en los que se advierte que hubo un total de seis incidentes en los que los materiales derramados llegaron al río Colorado. Una situación de extrema pe-ligrosidad que en este mes ocurrió dos veces en menos de diez días en la zona de Puesto Hernández.

“En realidad hacía ocho años que no tenía-mos un derrame al río de hidrocarburos por-

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

El informe precisa en su conclusión a las fa-llas por corrosión como la principal causal de los incidentes, que se incrementaron un 42,3% en el último año del estudio.

Y remarca que ello “refleja la necesidad de reemplazo de líneas de conducción y empa-quetaduras con mayor frecuencia a lo acon-tecido hasta la fecha, evitando llegar a la fi-nalización de la vida útil de los materiales”.

Situación ante la que Boyero advirtió que “las autoridades de todas las provincias es-tán al tanto de esto, porque todos los años les elevamos una copia a cada gobierno pro-

vincial de la cuenca, tanto Neuquén, Río Ne-gro, La Pampa como Mendoza”.

En la cuenca del río Colorado son 70 los yacimientos existentes, operados por 18 empresas que poseen en total unas 13.000 instalaciones entre plantas de tratamiento de crudo, de agua, baterías, colectores de producción e inyección, pozos productores de petróleo, pozos inyectores de agua y lí-neas de conducción de agua de inyección y petróleo.

Mientras el estudio indica que en 2011 se incrementaron un 70,3% la cantidad de in-cidentes denunciados por las empresas, que pasaron de 1.164 en 2010 a 1.982 en 2011, advierte que ese mayor número obedece a “incidentes menores”.

Y precisa que sobre los casi 2000 hechos de 2011 102 se debieron a un error operativo, 107 a una falla del sistema, 716 a una falla de material imprevisible y 1.057 a una falla por corrosión. Una tendencia que advirtie-ron que se mantiene desde el año 2.000 y que por la ocurrencia en puntos nuevos llevó a que en 2011 se registrara la mayor afecta-ción de esos doce años en cauces aluviales.

Aguas de producción

En los años estudiados por el Coirco, más del 90% de los litros derramados en la cuen-ca del Colorado correspondieron a aguas de producción y el 10% restante a petró-leo, guarismos que en 2011 representaron que se vertieron en la cuenca del Colorado 5.652.000 litros de agua de producción y 429.000 litros de petróleo, el equivalente a unos 14 camiones de combustibles total-mente cargados.

33

Coirco: La corrosión de los equipos causaderrames (Cuenca del Colorado)

BAHAMASCUBA

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

(Diciembre 15, 2012) El país latinoamerica-no dispone en el área de una zona econó-mica exclusiva dividida en 59 bloques, de los que 22 están contratados por varias petrole-ras extranjeras.

La petrolera rusa Zarubezhneft continuará “en los próximos días” las perforaciones pe-trolíferas en aguas profundas de Cuba con una plataforma noruega que ya arribó a la isla, donde los pozos practicados este año no han tenido valor comercial.

La empresa estatal Cubapetróleo informó que la campaña de exploración petrolera en Cuba continuará tras haber arribado a la costa norte del centro del país la plataforma semisumergible Songa Mercur, propiedad de la compañía noruega Songa Offshore, se-gún una nota divulgada por el diario oficial Granma.

“En este caso se trata de perforar el pozo exploratorio L-01X en la citada zona, acción que se ejecutará en el marco de un contrato de exploración a riesgo con la empresa pe-trolera rusa Zarubezhneft”, precisó el comu-nicado.

De acuerdo con la información, la operación debe extenderse por unos seis meses en el que se considera el pozo “más profundo” de los perforados hasta ahora en aguas de la isla, con 6.500 metros.

Cuba ha subrayado que la nueva platafor-ma “cuenta con los medios necesarios para garantizar que el trabajo se realice con efi-ciencia y seguridad”, y fue inspeccionada por especialistas cubanos y de la firma interna-cional ModuSpec.

“El nuevo pozo tiene como objetivo deter-minar el potencial de petróleo y gas de este sector en nuestro país. Sus resultados deben

Equipos de trabajadores trataban de contener el domingo un derrame de aproximadamente tres mil 800 litros de combustible en aguas del Atlántico frente a la isla más norteña de Las Bahamas, de acuerdo con el dueño de una compañía de rescate en el archipiélago.

Raymond Darville, de la firma Overseas Mari-ne Group Ltd., dijo que el derrame ocurrió el domingo por la mañana cerca de una instala-ción de almacenamiento de petróleo y gas en la Bahía de Freeport, en la isla de Gran Baha-ma.

Darville dijo que no sabía exactamente cómo ocurrió el derrame, pero afirmó que el barco estaba tratando de reabastecerse de combus-tible junto a una barcaza cuando comenzó a surgir una mancha oleaginosa junto a la entra-da de la bahía.

Kenrid Dorsett, ministro del Ambiente, confir-mó que hubo un accidente, pero no pudo dar detalles de la causa ni estimar la cantidad de combustible derramado.

“Por lo que sabemos, está controlado. Bajo control no quiere decir que esté contenido. Estamos esperando un reporte exacto”, dijo Dorsett, quien añadió que se espera un repor-te oficial para el lunes.

El mes pasado, unos 11 mil 300 litros de crudo se derramaron al océano tras el accidente de un buque de carga frente a Gran Bahama.

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

Petrolera rusa perforará nuevo pozo en aguas cubanas

contribuir al conocimiento del área donde se perforará, así como de todo el norte central de Cuba”, añadió la nota.

Este año, la empresa española Repsol, la malaya PC Gulf en conjunto con la rusa Gaz-promneft, y la venezolana PDVSA, operaron sin éxito en la búsqueda de crudo con posi-bilidades comerciales en aguas profundas de Cuba en el Golfo de México, tras la llegada en enero pasado de la plataforma Scarabeo 9.

Cuba dispone en el área de una Zona Econó-mica Exclusiva (ZEE) dividida en 59 bloques, de los que 22 están contratados por varias petroleras extranjeras.

La isla calcula que las reservas de petróleo en ese área son de 20 mil millones de barri-les, mientras que otras estimaciones sitúan la cifra entre cinco mil y nueve mil millones.

En encuentros bilaterales efectuados este año, Rusia ha resaltado su intención de in-crementar las inversiones en el sector ener-gético y eléctrico cubano.

Según ha trascendido, la petrolera Zarubezh-neft tiene planes de invertir dos mil 900 mi-llones de dólares para 2025 en los yacimien-tos cubanos que fueron abiertos en su día por especialistas soviéticos.

La nueva plataforma cuenta con los medios necesa-rios para garantizar eficiencia y seguridad.

Fuente:http://www.informador.com.mx/internacional/2013/431552/6/unos-tres-mil-litros-de-crudo-se-derraman-en-bah mas.htm

Unos tres mil litros de crudo se derraman en Bahamas

34

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

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

NoticiasCHILE COLOMBIA

Derrame de petróleo afecta costa de playa El Colorado en Iquique

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

Según informó el director (S) de Onemi Tara-pacá, Cristopher Shulber, tras producirse este hecho se dio aviso de inmediato a la gober-nación marítima y aún se investigan las cau-sas del derrame.

“Se activó un plan de contingencia”, explicó Shulber. “En este momento lo que se busca es que ese derrame se quede confinando a ese sitio y que el oleaje mantenga el derrame en la costa y no se vaya mar adentro”, añadió.

Para ello se dispusieron de barreras en la zona costera. En la emergencia están traba-jando Corpesca, Copec y Petrobras.

Desde Copec confirmaron a La Tercera, que la empresa realizó investigaciones previas a las tuberías de sus petroleras, ubicadas en la zona industrial de la playa El Colorado de Iquique. Según fuentes de la empresa, las pruebas arrojaron “negativo” y por ende, descartan alguna responsabilidad por parte de la Compañía en relación al derrame.

Posteriormente, la empresa Petrobras tam-bién descartó que tuviera responsabilidad en

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

El pozo fue perforado como parte de un acuerdo anunciado por la compañía el 18 de septiembre del 2012, como una obligación mínima de trabajo para los bloques S-M-1101 y S-M-1165, en los cuales la firma de origen canadiense tiene una participación de 35%.

Pacific compró el año pasado una participa-ción de 35% en cuatro bloques de Karoon en la mayor economía de América Latina.

Ronald Pantin, director ejecutivo de Pacific Rubiales, afirmó que “en esta etapa creemos que las pruebas y evaluación de registros con cable indican que el yacimiento Eocénico en Kangaroo-1 es de buena calidad, tiene el po-

Pacific Rubiales halla petróleo en Brasil

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

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

tencial de fluir crudo liviano a tasas comer-ciales y nos sentimos muy cómodos con que este es un descubrimiento significativo”.

Resaltó que “aunque éste no es el objetivo primario, este es un descubrimiento emocio-nante en nuestro primer pozo exploratorio perforado en los bloques de Karoon en Bra-sil”.

A principios de año, la canadiense anunció una inversión de 1,700 millones de dólares en América Latina para crecer su producción de entre 15% a 30 por ciento.

La empresa, que concentra la mayor parte de sus operaciones en Colombia, informó en un comunicado que actualmente está pro-duciendo unos 310,000 barriles de petróleo equivalente por día.

En el caso de Brasil, las inversiones proyecta-das son de entre 85 y 90 millones de dólares.

Producción de petróleo llegó a 1.011.992

barriles diarios

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

Según el Ministerio de Minas y Energía, en enero el promedio diario de extracción fue de 1.011.992 barriles por día, cifra que re-presenta un avance del 7,65 por ciento con respecto a enero del 2011, variación que está por encima de los crecimientos promedio de todo el 2012.

La producción por encima del millón de barri-les llega en un momento de tendencia al alza de los precios internacionales del crudo, que hoy cerraron en 96,17 dólares por barril en la referencia WTI.

Derrame de petróleo afectó dos kilómetros de litoral chalaco

35

ESPAÑA

(Febrero 16, 2013) La Fiscalía de Tarragona y los Mossos d’Esquadra investigan una fuga en la refinería de Repsol de Constantí (Tarragonès) de entre 4.000 y 6.000 toneladas de nafta, una fracción ligera del petróleo obtenida en la destilación de gasolina. La fuga ocurrió a finales de octubre en las dependencias de Repsol al resquebrajarse una cañería subte-rránea a través de los poros que se generan en ellas por corrosión.

Un portavoz de la compañía sostiene que durante estos meses han trabajado sobre el terreno y que el producto está confinado. Sin embargo, ahora se está analizando si parte de la nafta vertida se ha filtrado a través del subsuelo a pozos y acuíferos de las tierras aledañas. Algunos agricultores han alertado a las Administraciones y a la compañía tras haber “olido” a hidrocarburos en sus depó-sitos de agua.

(Febrero 06, 2013) Una perforación en una tu-bería durante descarga de Repsol generó una mancha oleosa en la playa Cavero. Se investiga el nivel de contaminación del mar.

Al menos dos kilómetros del litoral chalaco re-sultaron afectados por un derrame de petróleo registrado el lunes por la mañana. La Capitanía de Puerto del Callao informó que la empresa Repsol, operadora de la refinería La Pampilla, realizó una descarga de petróleo en la playa Cavero, en Ventanilla, cuya tubería tenía un forado.

La patrullera de costa ‘Coishco’ verificó la exis-tencia de una mancha oleosa, proveniente de la zona de operaciones número 2 del terminal, donde se encontraba el tanque ‘Stena Crho-nos’. Según la concesionaria, la avería generó el derrame de hidrocarburos al mar.Fuente: http://www.portafolio.co/economia/produccion-petroleo-colombia-enero-2013

La Fiscalía investiga a Repsol por una fuga de 6.000 toneladas

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

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

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

Fuente:http://ccaa.elpais.com/ccaa/2013/02/15/catalunya/1360967714_787488.html

mayoría avellanos, no podrán verter sobre ellos el agua desde sus canalizaciones habi-tuales. “No nos enteramos de nada cuando ocurrió, lo hemos sabido porque están mi-rando los pozos y acuíferos”, explica Climent Gavaldà, presidente de la Comunidad de Re-gantes de las Huertas del río Francolí.

Gavaldà cuenta que Repsol en las próximas semanas se hará cargo del agua de los agri-cultores. Según explica, la compañía petrolí-fera la hará llegar a través de una empresa, Itasa, quien enlazará una tubería alternativa a la instalación de riego. La nafta es uno de los productos más empleados en la refinería de Repsol en Tarragona y sirve de materia pri-ma en productos como bolsas de plásticos, calzado o colchones.

PERU

Derrame de petróleo afectó dos kilómetros de litoral chalacoAl respecto, la gerente de Fiscalización y Con-trol de la municipalidad distrital, Gabriela Zúñi-ga, declaró a Canal N que el personal del Orga-nismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA) del Ministerio del Ambiente inspeccio-nó el lugar para determinar el nivel de conta-minación del litoral. Por lo pronto, no se han encontrado especies muertas.

Sin embargo, adelantó que se sugerirá a los ba-ñistas que eviten ingresar a las aguas. Lo mis-mo ocurrirá en los balnearios cercanos como Costa Azul y Bahía Blanca.

De comprobarse el riesgo de contaminación, la empresa sería sancionada con hasta S/.12 mil de multa.

En un comunicado, la Refinería La Pampilla se-ñaló que tras el incidente “se procedió a para-

lizar las operaciones de descarga, sellado y eli-minado de la filtración. Se desplegó la barrera de contención de hidrocarburos en el mar y se efectuó la recuperación del hidrocarburo con elementos absorbentes”.

“Según los estimados preliminares se trataría de filtraciones de crudo que no excederían los cinco barriles de petróleo”.

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

36

Noticias

Cambio de legislación atraerácapitales: Shell

MEXICO

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

El mandatario mexicano Enrique Peña Nieto, quien tomó posesión en diciembre, aspira con-tar este año con varias reformas estructurales que considera imprescindibles para impulsar a la segunda economía de América Latina.

Él ha vendido la reforma energética como nece-saria para captar inversión privada y darle nue-vos bríos al sector y a la petrolera Pemex, que busca elevar su estancada producción petrolera de unos 2.5 millones de barriles por día.

“Como país, México para realmente aprovechar el potencial que tiene, en principio, entre más abierto sea el régimen que propongan, entre más amplia y profunda sea la reforma, sin duda atraerá mas inversión”, dijo Alberto de la Fuente, presidente de la filial de la anglo-holandesa Ro-yal Dutch Shell en México.

“Tiene que ser finalmente un régimen compe-titivo” , dijo. “Si las condiciones en México no son competitivas o atractivas a comparación con otros países, se vuelve difícil traer inversión”, agregó.

La iniciativa de reforma energética, aún en pa-sos iniciales, podría ir desde una basada en una reforma Constitucional, que para analistas e in-versores daría más certeza jurídica, hasta otras figuras como inversión conjunta entre Pemex y otras petroleras. Incluso se ha planteado llevar una lote de acciones de la petrolera estatal a la bolsa.

“Entre más profunda sea la reforma evidente-mente mayor inversión y, en ese sentido, efec-tivamente una reforma constitucional segura-mente traería más inversión”, consideró De la Fuente.

Sin embargo, opinó que una eventual modifica-ción a la carta magna tendría que ir acompaña-da de leyes secundarias claras que apoyaran la apertura y dieran mayor certidumbre.

“No es condición suficiente que haya una refor-ma constitucional para que al día siguiente lle-gue toda la inversión a México”, afirmó.

Propiedad de reservas petroleras

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

La propiedad de los hidrocarburos en México es

un tema delicado. La industria petrolera fue na-cionalizada en 1938 y desde entonces es emble-ma de soberanía nacional. Además, Pemex es la única que puede explotar la riqueza energética del país.

“Obviamente lo que más te gustaría es que las reservas fueran tuyas finalmente, pero al final de cuentas creo que hay que ver todo en su con-junto”, manifestó De la Fuente sobre el hecho de que los hidrocarburos permanezcan en propie-dad del Estado.

Pemex, motor de la economía mexicana, en-frenta nuevos retos como la incursión en aguas profundas y la posibilidad de contar con grandes reservas de recursos no convencionales como “shale gas” (gas de esquisto) y “shale oil” (petró-leo en rocas lutitas) que cambiarían el escenario energético del país, pero que requieren millona-rias inversiones.

En 2008, algunos legisladores del ahora oficia-lista PRI se unieron al izquierdista Partido de la Revolución Democrática (PRD) para bloquear partes de una reforma del presidente Felipe Cal-derón que buscaba atraer participación privada a Pemex.

La reforma fue aprobada finalmente y el resulta-do más tangible fueron los llamados “contratos incentivados”, que crearon un esquema en el que empresas privadas logran asociaciones para exploración y producción de crudo.

Ese ha sido el mayor paso para permitir la par-ticipación de capital privado en el sector ener-gético.

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

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

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

Pemex y Shell son copropietarios desde hace años de una refinería en Deer Park, Texas, en la que se procesan hidrocarburos de ambas em-presas.

Fuente: http://www.eluniversal.com.mx/finanzas/100710.html

Imagen de archivo de la sede en Rotterdam, Holanda de la petrolera anglo-holandesa Royal Dutch Shell.

37

Cambio de legislación atraerácapitales: Shell

USA

(Febrero 14, 2013) Una jueza estadounidense apro-bó este jueves una multa de 400 millones de dólares contra la firma de prospección petrole-ra Transocean Deepwater, por su responsabili-dad en el derrame que se produjo en el Golfo de México en 2010. Esta pena forma parte del convenio alcanzado entre la empresa y el Depar-tamento de Justicia en enero pasado, que fue confirmada este jueves por la jueza Jane Triche Milazzo del distrito Este de Louisiana, en New Orleans (sur). La explosión de la plataforma Dee-pwater Horizon el 20 de abril de 2010 causó la muerte de 11 personas y el pozo Macondo estu-vo virtiendo centenares de millones de litros de petróleo al océano durante 87 días, afectando la costa sur de Estados Unidos y acabando con el turismo local y del sector pesquero.

Transocean acordó declararse culpable de violar la Ley de agua limpia reconociendo una negli-gencia, que condujo a la explosión de la plata-forma.

Por otra parte, la empresa suiza se comprometió a pagar 1.000 millones adicionales para saldar en parte los procesos civiles.

El grupo británico BP, que operaba la plataforma Deepwater Horizon propiedad de Transocean,

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

debe hacerse cargo de una multa por 4.500 millones de dólares por su responsabilidad en el desastre. En suma, el monto de las multas y otras sanciones penales impuestas a Transocean, constituyen el segundo mayor resarcimiento por un crimen ambiental en la historia de Estados Unidos, luego del im-puesto a BP.

“La explosión en Deepwater Horizon fue una tra-gedia sin sentido que podría haberse evitado”, dijo el abogado asistente Lanny Breuer de la Divi-sión Criminalística del Departamento de Justicia.

Como parte del acuerdo, la firma también esta-rá bajo probatoria durante un período de cinco años, plazo máximo que permite la ley.

La cuarta parte de los 400 millones debe ser desembolsada como multa dentro de un plazo de 60 días. Otros 150 millones se pagarán a la Fundación Nacional de Pesca y Vida Silvestre, que usará la mitad del dinero en Louisiana para

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

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

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

38

Venezuela avanza en acuerdos con Rusia, camino a ser su “mayor socio petrolero”

Refinería El Palitocontinúa el arranquede sus unidades de proceso Tras incendio del sábado 16 Febrero, 2013.

VENEZUELA

Enero 29, 2013) La estatal Petróleos de Venezuela (Pdvsa) firmó hoy distintos acuerdos con la es-tatal rusa Rosneft para el desarrollo de gas costa afuera o la importación de taladros y destacó la importancia de la alianza del país con las empre-sas de Rusia a la espera de que sea su “mayor socio petrolero” para 2021.

Los presidentes de Pdvsa, Rafael Ramírez, y Ros-neft, Igor Sechin, encabezaron hoy en Caracas la firma de acuerdos, entre los que destaca un memorando de entendimiento para que la esta-tal rusa explote junto a la venezolana los campos Río Caribe y Mejillones del proyecto Mariscal Su-cre de gas natural licuado, al este del país.

Después del encuentro con Ramírez, Sechin se entrevistó con el canciller, Elías Jaua, quien des-tacó que el delegado cumple una “agenda am-plia” en el país, que incluye un encuentro ma-ñana con el vicepresidente, Nicolás Maduro, a quien entregará un mensaje del presidente ruso, Vladimir Putin, para su colega de Venezuela, Hugo Chávez.

Ramírez y Sechin también firmaron un contrato para la importación de taladros rusos, cuya can-tidad aún se está discutiendo, aunque el titular de Rosneft estimó que podrían ser alrededor de “cincuenta al año”, y para la construcción de una empresa conjunta de fabricación de taladros en Venezuela próximamente.

Ramírez, también ministro de Petróleo y Mi-nería, señaló que actualmente se producen 230.000 barriles diarios de petróleo fruto de las empresas mixtas de PDVSA con el conjunto de empresas rusas como Rosneft, Gazprom, Surgut-neftegaz o Lukoil.

“Eso convierte a las empresas de la federación rusa en uno de los más importantes socios inter- Fuente: http://www.noticias24.com/venezuela/noticia/148420/ministro-rafael-

ramirez-se-reune-con-representantes-petroleros-de-rusia/

Noticias

nacionales de nuestro país en la inversión petro-lera”, señaló.

“Hacia el año 2021 tendremos una producción conjunta de 1.123.000 barriles por día”

Apuntó que, para 2019, se espera que esta pro-ducción se eleve a 913.000 barriles de crudo gra-cias a una inversión conjunta de 46.900 millones de dólares, de los que las empresas rusas apor-tarán 17.600 millones, 10.000 millones de ellos por Rosneft.

“Hacia el año 2021 tendremos una producción conjunta de 1.123.000 barriles por día, lo cual convertiría a las empresas de la federación rusa en el mayor socio petrolero de nuestro país”, re-saltó Ramírez.

Por otra parte, Sechin anunció que quedó como “operador por parte de las compañías rusas” en la empresa mixta Petromiranda, en el bloque Junín 6 de la rica Faja petrolera del Orinoco, tras comprar la participación de la petrolera británica BP en el negocio conjunto TNK-BP.

Ramírez afirmó que su Gobierno avalaba la transmisión de activos entre ambas empresas y consideraba que con Rosneft al frente de Pe-tromiranda va a ser “más fácil la toma de deci-siones”.

Por otra parte, informó que Igor Sechin sosten-drá encuentros con el vicepresidente Nicolás Maduro y el canciller Elías Jaua.

Rusia y Venezuela mantienen estrechas relacio-nes comerciales especialmente en materia de defensa, siendo Caracas uno de los principales compradores latinoamericanos de armamento producido en Rusia, con casi 11.000 millones de dólares de adquisiciones en el último lustro.

(Febrero 18, 2013) Petróleos de Venezuela (PDVSA) continúa el arranque de sus unidades de proce-so de la Refinería El Palito, en el estado Carabo-bo, tras una falla registrada este sábado en el Sistema Interconectado de Electricidad Nacional (SEN), que generó una perturbación en el siste-ma eléctrico.

El gerente general del centro de refinación, Jesús Sánchez, explicó que luego de esta perturbación en la Refinería El Palito se procedió al restableci-miento de los servicios industriales (vapor, agua, aire y electricidad), para su completa normaliza-ción.

También se culminó el arranque de las unidades de destilación atmosférica y vacío y actualmente se encuentra en proceso de estabilización, rese-ña una nota de prensa.

En cuanto a las plantas de conversión media, Sánchez comentó que continúa su arranque normal. Se estima su carga y estabilización de acuerdo con los protocolos establecidos.

“Nuestros inventarios de productos e insumos en los centros de distribución de Yagua, Barqui-simeto y la REP, están por encima del porcentaje estratégico, por lo cual no se prevé ningún im-pacto en el suministro de gasolinas de 91 y 95, diesel, combustible de aviación, entre otros pro-ductos enviados a los estados centro occidenta-les del país”, informó.

Además, consideró que no será necesario dis-poner de insumos adicionales para la mezcla de productos, pues explicó que las reservas son suficiente para atender la demanda, mientras arrancan las unidades de proceso.Fuente: http://www.noticias24.com/venezuela/noticia/151503/refineria-el-pali-to-solventa-falla-y-continua-con-el-arranque-de-unidades-de-proceso/

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

E V E N T O S E V E N T O S FECHA EVENTO LUGAR

Marzo 26 – 27, 2013

Abril 8 – 10, 2013

Abril 9 – 11, 2013

Abril 9 – 11, 2013

Abril 10 – 12, 2013

Abril 16 – 17, 2013

Abril 16 – 19, 2013

Abril 17 – 18, 2013

Abril 17 -19, 2013

Abril 17 – 20, 2013

Mayo 1 – 2, 2013

Mayo 6 – 9, 2013

Mayo 7 – 9, 2013

Mayo 15 – 16, 2013

Mayo 15 – 16, 2013

Mayo 15 – 17, 2013

Mayo 21 – 22, 2013

Mayo 21 – 23, 2013

Mayo 21 – 24, 2013

Junio 3 – 5, 2013

Junio 4 – 6, 2013

Junio 11 – 13, 2013

Junio 11 – 14, 2013

Junio 12 – 14 2013

Junio 18 – 21, 2013

Junio 19– 20, 2013

Junio 23 – 26, 2013

Junio 24 – 28, 2013

Junio 26 – 27, 2013

Julio 16 – 17, 2013

Julio 22 – 24, 2013

Julio 24 – 26, 2013

Julio 28 – 31, 2013

Agosto 12 – 14, 2013

Agosto 21- 22, 2013

Agosto 25 – 28, 2013

Agosto 26 – 28, 2013

Septiembre 10 – 13, 2013



Septiembre 30 al 3 Octubre, 2013



Octubre 7 – 10, 2013

Octubre 7 – 10, 2013

Octubre 10 – 12, 2013

Octubre 20 – 23, 2013

Octubre 22 – 24, 2013

Octubre 23 – 25, 2013

Octubre 29 – 31, 2013

Noviembre 4 -7, 2013

Noviembre 13 – 15, 2013

Noviembre 14 – 15, 2013

Noviembre 20 – 22, 2013

Diciembre 4 – 6, 2013

TheWoodlands, TX – USA

TheWoodlands, TX – USA

Villahermosa – MEXICO

Punta del Este - URUGUAY

TheWoodlands, TX - USA

San Diego, CA – USA

Houston, TX - USA

San Antonio, TX – USA

Bogota – COLOMBIA

Margarita - VENEZUELA

Houston, TX - USA

Houston, TX - USA

Mexico D.F - MEXICO

Denver, CO - USA

Houston, TX - USA

Cartagena - COLOMBIA

Cartagena - COLOMBIA

Orlando, FL - USA

Rosario - ARGENTINA

Houston, TX – USA

New Orleans, LA – USA

Calgary, AB - CANADA

Rio de Janeiro – BRASIL

Lake Charles, LA - USA

Porto de Galinhas - BRASIL

Newcastle - UK

Forth Worth, TX – USA

Washington, DC – USA

Lima - PERU

Houston, TX – USA

Houston, TX – USA

Bogota – COLOMBIA

Boston, MA - USA

Denver, CO - USA

Santa Cruz – BOLIVIA

Rio de Janeiro - BRASIL

Little Rock, AR – USA

Honolulu, HI - USA

Rio de Janeiro – BRASIL

Puerto Vallarta – México

New Delhi - INDIA

New Orleans, LA - USA

Mexico D.F. - MEXICO

Buenos Aires – ARGENTINA

Panama City Beach, FL - USA

Charlotte, NC – USA

Bahrain

Jakarta - INDONESIA

San Antonio, TX - USA

Rio de Janeiro - BRASIL

Las Vegas, NV – USA

Lima - PERU

Viña del Mar - CHILE

Bogotá - COLOMBIA

Maracaibo - VENEZUELA

Coiled Tubing & WellIntervention Conference & Expo

SPE International Symposiumon Oilfield Chemistry

PECOM – Petroleum Exhibition & Conference of Mexico

Conferencia de Petróleo y Gas ARPEL 2013

SPE Unconventional Resources Conference

2013 API Pipeline Conference 2013

17th International Conference & Exhibitionon Liquefied Natural Gas (LNG 17)

IADC/SPE Managed Pressure Driling & Underbalanced Operations Conference & Expo

XV Congreso Internacional de Mantenimiento

Petro Gas

Natural Gas Odorization International Conference & Expo

OTC – Offshore Technology Conference

Coatech

Corrosion, Mining & Infrastructure

Unpiggable Pipeline Solutions Forum

IX Congreso Internacional de Minería y Petróleo 2013

SPE Artificial Lift Conference – Americas

AGA (American Gas Association) Operation Conference & Biennial Exhibition

5to Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas de Hidrocarburos

ILTA 33rd Annua lConference & Trade Show

NACE – Bringonthe Heat 2013

SPE Heavy Oil Conference – Canada

Brasil Offshore

SGA (Southern Gas Association Offshore Gas Operations Conference & Exhibits)

COTEQ – 12th Conferenceon Technology Equipment

The International Forum on Transportation of CO2 by Pipeline

ASCE – Pipeline Conference 2013

Exploration and Production Standards Conferenceon Oilfieldequipmens and Materials

SPE Latin America and Caribbean Health, Safety, Social Responsability and Environment Conference

API Offshore Safe and Lifting Conference & Expo

SGA (Southern Gas Association) Operating Conference & Exhibits

ASME 2013 International Pipeline Geotechnical Conference

APGA (American Public Gas Association) Annual Conference

Unconventional ResourcesTechnology Conference

6to Congreso Internacional de Gas y Energía de Bolivia

4th ISMOS – International Symposiumon Applied Microbiology and Molecular Biology in OilSystems

NACE – Central Area Conference 2013

NACE Western Area Conference 2013

Rio Pipeline 2013 Conference& Expo

HOLA – Heavy Oil Latin America Congress

CORCON 2013

SPE AnnualTechnicalConference and Exhibition

9no Congreso Mexicano de Confiabilidad & Mentenimiento

AOG – Argentina Oil& Gas Expo 2013

NACE – Eastern AreaConference 2013

ASCE 143rd Annual Civil Engineering Conference

Pipeline Operations & Integrity Management

Asia PacificOil& Gas Conference & Exhibition

SGA (Southern Gas Association) Fall L adership Conference

OTC Brasil

ASNT Annual Conference 2013

ASME South American International

V Congreso de Protección Contra la Corrosión

XV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas

Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference

Para más información de participar en alguno de estos eventos por favor visítenos www.latincorr.com o contáctenos al [email protected]

42

Noticia

(Fevereiro 7, 2013) Após sofrer fortes perdas com a defasagem dos preços dos combustí-veis e com a valorização do dólar, que culmi-naram em um lucro 30% menor em 2012, o pior dos últimos oito anos, a Petrobras vêm cada vez mais se distanciando, em valor de mercado, das maiores petrolíferas do mun-do.

Segundo dados compilados nesta quinta-feira pela BBC Brasil, a brasileira possui atualmente valor de mercado inferior a Exxon Mobil (US$ 404 bilhões), PetroChina (US$ 252 bilhões), Chevron (US$ 227 bilhões), Royal Dutch Shell (US$ 220 bilhões), BP (US$ 140 bilhões) e To-tal (US$ 120 bilhões).

Avaliada em US$ 108 bilhões (R$ 215 bilhões) pelo mercado, a Petrobras está atrás até mes-mo da colombiana Ecopetrol, que, apesar de ser a maior empresa do setor na Colômbia, possui operações menores do que a estatal sediada no Rio de Janeiro.

O quadro é bem diferente do de março de 2011, quando as ações da petrolífera atin-giram seu pico histórico. Naquela ocasião, a estatal valia quase duas vezes mais, ou R$ 413,3 bilhões, segundo dados da consultoria Economatica.

O cenário também se contrapõe ao de setem-bro de 2010, quando a Petrobras fez a maior oferta pública de ações da história das bolsas e tornou-se a quarta maior empresa do mun-do em valor de mercado.

Com lucro menor, Petrobras se afasta das gigantes de petroleo em valor de Mercado

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

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

BP Na última segunda-feira, a Petrobras anunciou ter obtido, em 2012, seu pior lucro em oito anos, R$ 21,18 bilhões, o que repre-sentou uma queda de 36% em relação ao ano anterior.

Também no ano passado, de abril a junho, a estatal registrou prejuízo de R$ 1,346 bilhão, algo que não acontecia desde o primeiro tri-mestre de 1999.

O lucro da Petrobras, de R$ 21,18 bilhões, também foi inferior ao da BP, mesmo depois de a gigante britânica ter sofrido uma forte sangria devido a um vazamento em uma pla-taforma de petróleo no Golfo do México em 2010 e visto seus lucros se reduzirem à meta-de no ano passado.

No Brasil, a estatal também deixou de ser a maior empresa do país em valor de mercado, posição que ocupava há anos, sendo substi-tuída pela Ambev, do setor de bebidas.

Motivos Segundo a presidente da Petro-bras, Maria das Graças Foster, os resultados da companhia refletem o impacto principal-mente da defasagem nos preços dos combus-tíveis no Brasil e da desvalorização do real.

Isso porque, para atender à crescente de-manda interna por gasolina e diesel, a gigante brasileira compra os combustíveis no exterior a preços de mercado e depois vende mais ba-rato no país.

Esse desequilíbrio foi prejudicado ainda mais com a valorização do dólar frente à moeda brasileira, que elevou os custos de impor-tação.

Segundo dados da Centro Brasileiro de In-fraestrutura (Cbie), consultoria especializada no setor, de janeiro a outubro de 2012, a Pe-trobras perdeu estimados R$ 3,9 bilhões, de-vido ao descompasso entre a importação e a receita obtida com a gasolina e o óleo diesel.

A decisão de não repassar aos consumidores a diferença entre o preço dos derivados do petróleo no mercado internacional e o preço no mercado doméstico, ainda que nociva às contas da estatal, segue uma determinação do governo, que quer evitar a todo custo o aumento da inflação.

Os dois últimos reajustes nos combustíveis também não foram suficientes para eliminar a defasagem dos preços, acrescentou Foster na última segunda-feira.

GNL Além disso, o temor de uma possível crise energética fez com que o governo acio-nasse as termelétricas em outubro do ano passado, acrescentando um novo prejuízo à empresa, uma vez que a Petrobras teve de importar gás natural liquefeito (GNL) e vendê-lo mais barato para manter a operação dessas usinas.

Se as termelétricas forem mantidas a 100% durante todo o ano, a empresa será impacta-da por uma perda de cerca de R$ 4 bilhões, ainda de acordo com o Cbie.

Na avaliação dos especialistas, a perda em valor de mercado da companhia brasileira re-flete também a desconfiança dos investidores sobre a real capacidade da empresa de entre-gar melhores resultados.

Parte desse pessimismo também advém da lentidão no processo de exploração das novas reservas do pré-sal, cuja primeira rodada de licitação deve acontecer apenas em novem-bro deste ano.

Petrobras perdeu o posto de maior empresa em valor de mercado do Brasil para a Ambev

43

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

Ouriços-do-mar podem apontar saída para captura de CO2 , diz estudo

Fuente: http://www.bbc.co.uk/portuguese/ultimas_noticias/2013/01/130103_transocean_ac_rn.shtml Fuente:http://www.bbc.co.uk/portuguese/noticias/2013/02/130206_petrobras_queda_lgb.shtml

P O R T U G U Ê S

Transocean vai pagar multa US$ 1,4 bi por vazamento no GolfoSegundo o Departamento de Justiça dos EUA, a empresa, proprietária da plataforma Deepwater Horizon – que explodiu em 2010, matando 11 fun-cionários provocando o vazamento no Golfo do México –, declarou-se culpada das acusações cri-minais contra ela.

O vazamento durou três meses. A petroleira britâ-nica BP, responsável pela operação da plataforma, já havia concordado em pagar multas de US$ 4,5 bilhões (cerca de R$ 9,1 bilhões).

A capacidade natural dos ouriços-do-mar de absorver gás carbônico pode ser um modelo para a captura e armazenagem efetivas do CO2, dizem pesquisadores britânicos.

Uma equipe de cientistas da Newcastle Uni-versity, em Newcastle, Inglaterra, descobriu por acaso que os ouriços usam o metal ní-quel para transformar dióxido de carbono (CO2) em carbonato de cálcio, um elemento que faz parte da constituição de conchas.

Eles dizem que a técnica pode ser usada para transformar emissões de usinas de energia em carbonato de cálcio, uma substância in-ofensiva.

Seu estudo foi publicado na revista científica Catalysis Science and Technology.

Muitas criaturas marinhas convertem o CO2 presente na água em carbonato de cálcio.

Espécies como mariscos, ostras e corais usam o cálcio para fazer suas conchas e es-queletos.

AcasoQuando a equipe da Newcastle University observou as larvas dos ouriços-do-mar, des-cobriu que havia altas concentrações de ní-quel em seus esqueletos externos.

Trabalhando com partículas minúsculas do metal, os pesquisadores descobriram que quando adicionavam níquel a uma solução contendo CO2 e água, o níquel removia com-pletamente o CO2.

Ouriço do Mar pode servir de modelo para absor-ção de gás carbônico, dizem cientistas

“É um sistema simples”, disse Lidija Siller, uma das integrantes da equipe responsável pelo estudo. “Você injeta bolhas de CO2 na água onde você tem as nanopartículas de níquel e você está capturando muito mais carbono do que você normalmente faria - e depois você pode facilmente transformá-lo em carbonato de cálcio”.

“Parece bom demais para ser verdade, mas funciona”, ela acrescentou.

No momento, a maioria das propostas para captura e armazenagem de carbono (em in-glês Carbon Capture and Storage, ou CCS) se baseiam em torno da ideia de capturar CO2

de usinas elétricas ou químicas e bombear o gás para o subsolo, onde ficaria armazenado em antigos poços de petróleo ou formações rochosas.

Mas ainda há dúvidas quanto à possibilidade de que o carbono armazenado vaze para a atmosfera novamente.

Os pesquisadores de Newcastle dizem que uma abordagem alternativa seria “trancar” o CO2 em outra substância, como o carbonato de cálcio ou carbonato de magnésio.

Isso já pode ser feito usando-se uma enzima chamada anidrase carbônica, mas é o méto-do é muito caro.

Falando à BBC, o pesquisador Gaurav Bha-duri, principal autor do estudo da Newcastle University, explicou que usar o níquel seria uma opção muito mais econômica.

“A beleza do catalizador níquel é que ele continua trabalhando independentemente do pH e, por conta de suas propriedades magnéticas, pode ser capturado novamente e reutilizado várias vezes”, ele explicou.

“Também é muito barato, mil vezes mais ba-rato do que a anidrase carbônica. E o subpro-duto - o carbonato - é útil e não causa danos ao meio ambiente”.

Calcula-se que o carbonato de cálcio consti-tua 4% da crosta terrestre.

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

44

P O R T U G U Ê S

Os aços ASTM A 36 e ASTM A 572 são comumente utilizados na fabricação de equipamentos hidromecânicos de usinas hidrelétricas, podendo sofrer corrosão tanto localizada como gene-ralizada. Neste trabalho, foi desenvol-vida uma metodologia para estudar corrosão sob tensão nesses equipa-mentos seja decorrente de tensões de tração residual ou aplicadas. O efeito da soldagem também foi estudado. Para isso, chapas com espessuras de 9,5 mm, 19 mm e 31 mm foram soldadas de topo utilizando-se eletrodo revesti-do e arame tubular. Foram realizados ensaios em laboratório e ensaios de campo diretamente nos lagos das usi-nas hidrelétricas. Em condições contro-ladas de laboratório, foram realizados ensaios bent beam três e quatro pontos e ensaios em proof ring conforme nor-ma ASTM e NACE TM 0177, em meio contendo H2S e nas águas coletadas nas usinas, contendo bicarbonato e CO2. Nos lagos das usinas Ilha Solteira, Três Irmãos, Paraibuna e na usina Elevatória de Traição, foram realizados ensaios de bent beam. Resultados destes ensaios serão discutidos bem como, a influência dos processos de soldagem.

Corrosão sob tensão em equipamentoshidromecânicos de usinas hidrelétricasNeusvaldo L. de Almeida1, Zehbour Panossian2, Guilherme Poltronieri3, Cristiano Cardoso4

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

Aços estruturais

Corrosão sob tensão

Sulfeto de hidrogênio

Arbonato

Os aços carbono estruturais utilizados na fa-bricação de equipamentos e estruturas são ex-postos aos mais variados meios de exposição e, portanto, podem sofrer determinados tipos de corrosão, seja localizada ou generalizada. Den-tre os tipos de corrosão localizada, a corrosão sob tensão deve receber uma atenção especial, já que é difícil de ser identificada e pode resul-tar em danos importantes. Este tema foi obje-to de um estudo desenvolvido conjuntamente pelo Instituto de Pesquisas Tecnológicas – IPT e pela Companhia Energética de São Paulo – CESP. Foram estudadas variáveis relacionadas com os materiais utilizados na fabricação dos equipamentos hidromecânicos, com os meios de exposição e com as transformações a que os materiais são submetidos durante os processos de fabricação, incluindo àquelas decorrentes dos processos de soldagem.

O estudo foi conduzido por meio de ensaios em laboratório e em campo: em laboratório, foram realizados ensaios de bent beam (flexão) e proof ring (tração) em meio de H2S conforme a NACE TM 0177 (1) e em águas coletadas nas usinas, contendo bicarbonato e CO2. Em campo, foram realizados ensaios de bent beam direta-mente nas águas das usinas hidrelétricas de Ilha Solteira (Rio Paraná), Três Irmãos (Rio Tietê), Pa-raibuna (Rio Paraibuna) e na usina Elevatória de Traição (Rio Pinheiros).

Aspectos teóricos da corrosão sob tensãoA corrosão sob tensão (CST) é um processo tempo-dependente no qual um metal ou liga metalurgicamente suscetível à corrosão sofre um trincamento prematuro devido à ação si-nérgica do meio corrosivo e da tensão de tração estática (2); (3). Cita-se que a ação isolada da tensão ou do meio corrosivo não é capaz de causar corrosão sob tensão (4); (5); (6).

A CST manifesta-se na forma de trincas (7) e es-tas muitas vezes dão a impressão de fragilidade

PALA

VR

AS-

CHAV

E

do material devido à aparente redução da re-sistência mecânica (8), pois as trincas frequen-temente propagam-se com baixa taxa de defor-mação, semelhante aos casos de ruptura frágil (6). Na verdade, a CST não causa alterações das propriedades mecânicas do material e a ocorrência das trincas se deve à concentração localizada de tensões as quais causam a ruptura do material. O início e o desenvolvimento das trincas causadas por CST nem sempre são fáceis de serem identificados, pois a formação destas está associada à corrosão localizada e, conse-qüentemente, a pequena perda de massa do material (5); (7).

Alguns autores afirmam que somente aços es-truturais com teor de carbono superior a 0,20 % podem sofrer corrosão sob tensão. Porém já foram observadas trincas em aços-carbono es-truturais descarbonetados com apenas 0,01 % de carbono na superfície (4).

Com relação às propriedades mecânicas, pare-ce ser consenso que os aços-carbono de alta e média resistência sofrem corrosão sob tensão somente quando sua dureza for superior a 22 HRC, principalmente em meios contendo sulfe-to de hidrogênio (4); (9).

Levando-se em consideração a microestrutura dos materiais, a resistência à corrosão sob ten-são pode estar associada à existência de grãos de tamanhos grandes (microestrutura grossei-ra), os quais podem alojar heterogeneidades como inclusões e precipitações, sendo pontos de concentração de tensão. A formação de grãos de tamanho grande pode ser favorecida pelos tratamentos térmicos de têmpera e pelas operações de soldagem (4).

Para (5), a corrosão sob tensão é específica para um metal em um determinado meio, não ha-vendo um meio que cause corrosão sob tensão em todos os metais e nem um tipo de metal ou liga que sofra corrosão sob tensão em qual-quer meio. Até mesmo meios aparentemente não-agressivos, como a água, podem causar co-

45

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

a “tensão de escoamento em flexão”, instru-mentando os “corpos de prova transversais” com extensômetros e submetendo-os à flexão. Deste modo, para cada deformação, calculou-se a tensão correspondente.

Embora a tensão de escoamento de materiais como o aço-carbono seja determinada sub-metendo corpos de prova à tração, o método utilizado permitiu estimar a “tensão de es-coamento em flexão”, uma vez que os gráficos

Corrosão sob tensão em equipamentoshidromecânicos de usinas hidrelétricas

rrosão sob tensão em alguns metais (10); (8); (6).

Para haver formação de trincas, a tensão deve ser de tração (aplicada, residual ou gerada), pois tensões de compressão não causam corrosão sob tensão. Pelo menos na região onde se aca-rretando assim uma deformação plástica no ma-terial (4).

Os ensaios de corrosão sob tensão permitem conhecer o comportamento de metais ou ligas em uma determinada condição de serviço e con-seqüentemente prover subsídios para orientar projetos de construção de equipamentos para utilização em condições que possam resultar em danos por corrosão sob tensão. De maneira ge-ral, os ensaios para verificação da resistência à corrosão sob tensão são divididos quanto ao tipo de solicitação mecânica (11); (12); (5); (2):

• Ensaios estáticos: com carga ou deformação constante, tais como os ensaios de proof ring (tração), bent beam (flexão), C-ring e U bend;

• Ensaios dinâmicos: com velocidade de defor-mação constante, tal como o ensaio de baixa taxa de deformação (BTD).

Os ensaios estáticos são realizados com carga ou deformação constante. Neste tipo de ensaio, os corpos de prova são submetidos a tensões de tração ou de flexão. Depois de tensionados, os corpos de prova são imersos em um meio corro-sivo, sendo acompanhado o tempo para a falha (11). Neste estudo, foram realizados ensaios es-táticos, por serem mais representativos das con-dições operacionais dos equipamentos.

MetodologiaPara o desenvolvimento do estudo, foram uti-lizados os aços estruturais ASTM A 36 e ASTM A 572 Gr 50. Estes materiais foram submetidos à análise da composição química, ensaio de tração, determinação da dureza e exames me-talográficos.

Com o objetivo de reproduzir as condições inerentes à fabricação dos equipamentos hi-dromecânicos, inclusive aquelas cujo processo de soldagem não é rigorosamente controlado, chapas de aço ASTM A 36 e ASTM A 572 foram soldadas de topo com e sem controle rigoroso, utilizando-se os processos de soldagem com eletrodo revestido e arame tubular. Após a sol-dagem, as juntas soldadas foram submetidas ao ensaio radiográfico para verificação da presença de defeitos e falhas na soldagem e submetidas a exames metalográficos e a determinação da mi-crodureza.

Para se obter corpos de prova integralmente

dentro da zta (zona termicamente afetada), uma vez que esta região teria durezas e níveis de tensão residual maiores que o metal base, foram usinados corpos de prova paralelos ao cordão de solda. No entanto, os exames meta-lográficos destes corpos de prova mostraram que neles não havia microestrutura típica de zta, provavelmente porque esta era muito es-treita. Assim, para garantir que os corpos de prova contivessem a zta, estes foram prepara-dos na direção transversal ao cordão de solda. Nas Figuras 1 e 2, estão apresentados, esque-maticamente os corpos de prova transversais utilizados nos ensaios de bent beam (flexão) e proof ring (tração), respectivamente.

Inicialmente, adotou-se aplicar tensões propor-cionais ao limite de escoamento do material. No entanto, como as características do material são diferentes, próximo e longe da solda, foi desenvolvida uma metodologia auxiliar para determinar experimentalmente um parâme-tro que estivesse associado ao módulo de elasticidade do material heterogêneo, e que considerasse a zta. Este parâmetro foi deno-minado de “parâmetro β”.

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

de tensão x flecha assemelham-se aos diagra-mas de tensão x deformação em tração. Assim, a “tensão de escoamento em flexão” pode ser considerada como a tensão na qual ocorre um afastamento da linearidade.

O ensaio de bent beam quatro pontos foi rea-lizado conforme as metodologias descritas nas normas NACE TM 0177 (1) e ASTM G 39 (13). Para a realização deste ensaio, utilizaram-se-dispositivos de aço inoxidável semelhantes ao apresentado na Figura 3.

Neste ensaio, a região de interesse dos corpos de prova permaneceu entre os dois apoios centrais. Com este dispositivo foi possível apli-car níveis de tensões de flexão proporcionais à “tensão de escoamento em flexão” na zta. A equação 2 foi utilizada para determinar a flecha a ser aplicada nos dispositivos com quatro pontos.

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

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

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

46

O ensaio de bent beam foi realizado em laboratório conforme a NACE TM 0177 (1), imergindose os dis-positivos em frascos de vidro contendo aproxima-damente 1,5 L de solução de cloreto de sódio 5 % (m/m) e ácido acético 0,05 % (m/m). Em cada fras-co, foram colocados dois dispositivos com corpos de prova do mesmo material, porém com tensões diferentes.

Posteriormente, os frascos foram vedados e a so-lução foi desaerada, borbulhando-se nitrogênio (N2) por 30 minutos a uma vazão de 100 mL/min. Em seguida, foi borbulhado gás sulfídrico (H2S) por 30 minutos (100 mL/min.). Os dispositivos perma-neceram imersos durante 720 h (30 dias), sendo borbulhado o gás sulfídrico (H2S) por 30 minutos a uma vazão de 100 mL/min. a cada 48 h.

Para verificar o efeito dos íons carbonato e bicar-bonato, o ensaio conforme NACE TM 0177 (1) foi adaptado, substituindo-se a solução padronizada por uma solução de bicarbonato de sódio (2 g/L) preparada com as amostras de água das usinas, sendo borbulhado o gás carbônico (CO2) a cada 48 h, ao invés do H2S. A realização deste ensaio foi mo-tivada por citações na literatura, sobre a influência dos íons carbonatos e/ou bicarbonatos na ocorrên-cia de CST (4); (8); (7).

O ensaio de corrosão sob tensão proof ring (tração) foi realizado conforme a metodologia apresentada na NACE TM 0177 (1). Para aplicação da tensão de tração, utilizaram-se anéis dinamométricos como o apresentado na Figura 4. Estes anéis foram cali-brados de modo que, conhecendo-se a deformação sofrida, era possível determinar a tensão aplicada ao corpo de prova. Após a aplicação da tensão, os corpos de prova foram imersos em aproximada-mente 300 mL de solução contendo 5 % de cloreto de sódio, 2,5 % de ácido acético e 0,41 % de acetato de sódio. Posteriormente, a solução foi desaerada, borbulhando-se nitrogênio (N2) por 30 minutos a uma vazão de 100 mL/min. Em seguida, foi borbul-hado o gás sulfídrico (H2S) por 30 minutos (100 mL/min.). Os corpos de prova permaneceram imersos durante 720 h (30 dias) ou até a constatação de rompimento dos corpos de prova, sendo borbulha-do o H2S (30 minutos a 100 mL/min.) a cada 48 h.

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

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

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

Tabela 1 - Composição química dos aços.

Tabela 2 - Propriedades mecânicas dos aços.

Figura 4. Dispositivo empregado no ensaio de proof ring (tração).

(*) Valores mínimos especificados.

47

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

Figura 8 - Aspecto micrográfico do aço ASTM A 572. Ferrita e perlita. Ataque: Nital 5 %. Aumento 200 x

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

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

Figura 11 - Seções transversais das juntas soldadas sem controle da soldagem: a) ASTM A 36 - arame tubular, 31 mm. b) ASTM A 36 - eletrodo revestido, 31 mm. c) detalhe do defeito ASTM A 572, arame tubular, 19 mm. d) detalhe do defeito (ASTM A 572, eletrodo revestido, 19 mm).

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

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

48

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

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

Tabela 7 - Ensaio de bent beam (flexão) realizado em laboratório com água das usinas, contendo bicarbonato e CO2.

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

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

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

Analisando os resultados apresentados na Tabela 3, nota-se que:

• de maneira geral, a microdureza no cordão de sol-da é ligeiramente superior à da zta que por sua vez é superior à do metal base, exceto em três casos nos quais estes valores foram praticamente iguais;

• mesmo utilizando-se chapas mais espessas e pro-cessos de soldagem sem controle rigoroso, o au-mento da microdureza não foi muito significativo;

A Tabela 4 apresenta os valores obtidos para o “parâmetro β”.

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

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

Observando os valores apresentados na Tabela 5, nota-se o grande aumento da “tensão de escoamen-to em flexão” em relação à tensão de escoamento padrão. Isto deve-se provavelmente aos metais de adição da solda que modificam algumas das caracte-rísticas dos materiais como microdureza da zta e do cordão de solda em relação ao metal base.

Nas tabelas 6 e 7, estão apresentadas as tensões aplicadas e os resultados dos exames visuais e me-talográficos dos ensaios de bent beam (flexão), rea-lizados conforme a NACE TM 0177 (1) e modificado (utilizando as amostras de água das usinas), respecti-vamente. Nos exames visuais realizados após os en-saios, não foi detectada a presença de trincamento em nenhum dos corpos de prova. Nos exames meta-lográficos, também não foi detectada a presença de trincas. Portanto, nas condições estudadas, os aços ASTM A 36 e ASTM A 572 não se mostraram suscep-tíveis à corrosão sob tensão.

Tabela 5 - “Tensão de deformação em flexão” dos corpos de prova.

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

49

A corrosão sob tensão está associada à existência simultânea de três fatores quais sejam: tensão de tração, material susceptível e um meio corrosivo. Os ensaios de laboratório foram concebidos para reproduzir todas as variáveis associadas a este fenômeno: meios conhecidamente corrosivos (uma solução de cloreto de sódio acidificada com ácido acético e saturada com H2S e uma solução de bicarbonato saturada com CO2) e tensões de tração aplicadas e/ou decorrentes de operações de soldagem.

No caso da solução de cloreto de sódio acidificado com ácido acético e saturado com H2S, a preocupação

era com eventual formação de gases de enxofre, mais especificamente o gás sulfídrico, decorrentes de putrefação de material orgânico. Já no caso dos ensaios com água das usinas, o objetivo era investigar a eventual ocorrência do fenômeno associado à presença de dióxido de carbono e de bicarbonato, em meio de pH próximo do neutro.

Em laboratório, foram realizados ensaios com tensão de flexão e com tensão de tração, aplicando-se ten-sões superiores às tensões de projeto. Isto porque, neste tipo de ensaio, é recomendável que se aplique níveis de tensões próximos ou até mesmo ligeiramente superiores ao limite de escoamento dos materiais, uma vez que o objetivo é conhecer as características dos diversos materiais para uma seleção adequada.

Em campo, os ensaios foram realizados apenas com tensão de flexão, uma vez que não havia condições de manter os dispositivos de proof ring (tração) imersos nas águas das usinas. Também em campo, os ensaios foram realizados com tensões superiores ao limite de escoamento dos materiais.

Ainda quanto à natureza da carga aplicada, em ambas as condições, em laboratório e em campo, o estudo foi desenvolvido com deformação constante, embora se saiba que os ensaios com carga constante são mais severos do que os com deformação constante, visto que ocorre relaxação do material o que reduz a tensão aplicada. Neste estudo, porém, o ensaio com deformação constante era mais representativo das condições operacionais dos equipamentos.

Com relação às características dos materiais estudados, sabe-se da literatura que aços-carbono com dure-za inferior a 22 HRC, em geral, não sofrem corrosão sob tensão; no entanto, os processos de fabricação de equipamentos invariavelmente envolvem operações de soldagem e esta por sua vez modifica as proprie-dades mecânicas dos materiais podendo elevar a dureza para valores acima deste patamar e, portanto, potencializando a probabilidade de ocorrência deste fenômeno. Por esta razão, na preparação dos corpos de prova, procurou-se reproduzir também as operações de soldagem, inclusive aquelas não controladas adequadamente.

Durante os ensaios, os corpos de prova foram avaliados visualmente, quanto à ocorrência de trincamento. Após os ensaios, os corpos de prova foram devidamente limpos e avaliados com auxílio de lupas e por meio de exames metalográficos. Foi constatada apenas perda de seção causada por corrosão generalizada; em nenhum dos corpos de prova foi detectado trincamento. Estes resultados estão em acordo com os dados de literatura, que afirmam que materiais com dureza inferior a 22 HRC não sofrem corrosão sob tensão.

Assim, com base nos ensaios e análises realizadas, é possível afirmar que nas condições estudadas, os aços ASTM A 36 e ASTM A 572 não se mostraram passiveis de sofrer corrosão sob tensão, mesmo nas regiões supostamente afetadas por processos de soldagem. Isto porque, embora as regiões afetadas termicamen-te apresentassem uma microestrutura martensítica, a dureza era inferior a 22 HRC e a zta era extrema-mente estreita. Nesta região, mesmo que houvesse possibilidade de nucleação de trincas por corrosão sob tensão, a sua propagação somente poderia ocorrer por outro tipo de mecanismo como, por exemplo, danificação por hidrogênio. Como no caso em estudo, o meio não é capaz de gerar hidrogênio, esta possi-bilidade não deve ser considerada.

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

Os ensaios realizados com os aços ASTM A 36 e ASTM A 572, tanto em laboratório como em campo, mostraram que estes materiais não apresentaram trincamento por corrosão sob tensão, mesmo nos casos em que as tensões aplicadas eram próximas ou ligeiramente superiores ao limite de es-coamento do material. Assim, consideran-

do-se que o meio era altamente corrosivo (pre-sença de H

2S e de íons carbonato e bicarbonato) e existia tensão tração residual e aplicada, pode-se inferir que mesmo nas condições nas quais os processos de soldagem não tenham sidos contro-lados, os materiais estudados não se mostraram propensos à corrosão sob tensão. Houve um úni-co evento de rompimento de corpo de prova no ensaio proof ring (tração), mas os exames meta-lográficos indicaram que houve falta de fusão du-rante a solda, sendo esta a razão do rompimento.

Referências bibliográficas1. NACE – 2005. “TM 0177: Laboratory testing of metals for resistance to sulfide stress cracking and stress corrosion cracking in H2S environ-ments”. Houston, 2005. 43 p.

2. SPROWLS, D. O., “Tests for stress-corrosion cracking”. In: Metals Handbook, 9th edition, v. 8, 1978.

3. TALBOT, D.; TALBOT, J. “Corrosion Science and Technology”. Chapter 5. Florida: CRC Press LLC, 1a ed., 1998.

4. LOGAN, H. L. NACE Basic Corrosion Course. “Chapter 10 – Stress corrosion”. Houston: National Association of Corrosion Engineers, 6th edition, 1975. 19 p.

5. LOGINOW, A. W. “Stress corrosion testing of alloys”. Materials Pro-tection, v. 5, n. 5, p. 33-39, May 1966.

6. PARKINS, R. N. “Uhlig’s Corrosion Handbook”. Chapter 11 - Stress Corrosion Cracking. Ottawwa: CANMET Materials Technology Labora-tory, 2nd edition, 2000. 14 p.

7. WOLYNEC, S. “Corrosão sob tensão de metais e ligas”. In: 20º Congresso Anual da ABM, 1965, Rio de Janeiro, GB. Metalurgia-ABM. São Paulo, SP: Associação Brasileira de Metais - ABM, 1965. v. 22. p. 15-37.

8. NPL - National Physical Laboratory. 2000. “Guides to Good Practice in Corrosion Control: stress corrosion cracking”. Middlesex.

9. MAINIER, F.B.; SANDRES, G. C.; TAVARES, S. S. M, “Corrosão pelo sulfeto de hidrogênio (H2S) e suas implicações no meio ambiente em segurança industrial”. In: 8º Congresso Iberoamericano de Engen-haria Mecânica, 2007. Anais... Congresso Iberoamericano de Engen-haria Mecânica, 2007. 8 p.

10. ANDRESEN, P. L.; FORD, F. P. “Research Report Symposia”, Proc. Corrosion 96, NACE International, Houston, Texas, 51, 1996.

11. GEMELLI, E. “Corrosão de materiais metálicos e sua caracteri-zação”. Rio de Janeiro: LTC – Livros Técnicos e Científicos. Editora S. A., 1a ed., 2001. 183 p.

12. HAAIJER, G.; LOGINOW, A. W. “Stress analysis of bent-beam stress corrosion specimens”. Corrosion, Houston, v 21, n. 4, p. 105-111, Apr. 1965.

13. ASTM - AMERICAN SOCIETY FOR TESTING AND MATERIALS. 2005. “G39: standard practice for preparation and use of bent-beam stress-corrosion test specimens: 1999(2005)”. Philadelphia. 8 p.

CO

NC

LUSÕ

ES

52

LTNCRR REV 2011_2_1vfinalprint

Friday, March 04, 2011 9:35:25 PM

volumen 4, numero 1 - marzo 2013

Documents