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Mejoras Operacionales en Producción y Compresión de Gas
XVII Convención de Gas , AVPG, Caracas, Venezuela, 23 - 25 de Mayo, 2006 Página 1
NUEVA VISIÓN DEL CONTROL DE CORROSIÓN SOBRE LAPRODUCCIÓN DE GAS LIBRE COSTA AFUERA VENEZOLANA
Jesús Peñalver, Jesús Serrano
PDVSA – Oriente / Distrito NorteSptcia. de Ingeniería de Mantenimiento
Exploración y Producción, Punta de Mata, 0291-6607491Apartado Postal 1606, Monagas 6201-A. Venezuela
RESUMEN
El Control de la Corrosión en instalaciones Costa Afuera se ha convertido en uno de
los aspectos más importantes a considerar para las Empresas Propias y Foráneas
que desean invertir y desarrollar negocios petroleros en el área de extracción,
transporte y comercialización Hidrocarburos Gaseosos en Venezuela. Las
oportunidades de Inversiones Propias y Extranjeras en el desarrollo de las
actividades Petroleras costa afuera se han convertido en un asunto de Interés
Nacional no solo por la Generación de Divisas, sino por la oportunidad de desarrollar
tecnologías propias y experiencias aprendidas de la Explotación de Hidrocarburos en
Venezuela desde hace más de 50 años. Particularmente en las Costas y Mar afuera
de Venezuela donde el uso de estructuras Metálicas bien sea por su diseño y/o
concepción original deban estar sumergidas en Mar y/o por el efecto de las
condiciones atmosféricas corrosivas del Clima Marino de Venezuela, se hace
necesario el estudio minucioso y exhaustivo así como un análisis profundo de todas
las variables Mecánicas y Metalúrgicas desde las etapas de Diseño y/o
conceptualización de Proyectos tan importantes para el desarrollo sustentable y
confiable del Gas Libre en la Costa-afuera Venezolana. Basados en las experiencias
desarrolladas en el área de Ingeniería de Materiales y Control de Corrosión,
asociadas a las áreas de Transmisión y Distribución de Gas Libre en diferentes áreas
Geográficas de Venezuela (Maracaibo, Anaco, San Tomé, Norte y Sur de Monagas),
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el presente trabajo presenta una visión Global y particular sobre el manejo de planes
para el Control de Corrosión en Instalaciones Petroleras Venezolanas Costa afuera.
Esta visión se basa en el desarrollo de (5) Grandes áreas: Control de Corrosión en la
Fuente, Equipos de Subsuelo y Superficie, Control de Corrosión Interna y Externa. El
desarrollo de estas áreas soportarán un Plan para el Control de Corrosión Costa
afuera sustentado en análisis de los fluidos a manejar, estudios y desarrollos
metalúrgicos y no metalicos (Polímeros), así como el establecimiento de mapas
Venezolanos de la corrosividad atmosférica. Todos estos aspectos y variables unidas
y visualizadas como un Plan Maestro Integral permitirán establecer las bases
originales y Nacionales para los diseños de Plataformas de Perforación, Tubulares,
Cabezales Especiales, Estaciones de Recolección y Distribución ,Plantas,
Gasoductos y Oleoductos usados en la extracción y manejo de Hidrocarburos
Gaseosos.Las lecciones aprendidas en cuanto al Control de la Corrosión en
Instalaciones tierra adentro y en la Costa Venezolana permitirá coordinar las
acciones en las fases iniciales de la Ingeniería Básica y de detalle. todo ello con el
propósito de aumentar la Confiabilidad Operacional de los Proyectos Futuros de
Explotación del Gas Libre Costa afuera, aumentar la Vida Útil de las Instalaciones a
construir, así como el establecimiento de Planes de Mantenimientos predictivos y
Preventivos adaptados a las Condiciones Atmosféricas de las Costas venezolanas
así como el estudio preliminar de los parámetros Corrosivos de Componentes del
Gas libre a explotar donde la visión y Misión final es la de explotar de la manera más
eficiente,segura y confiable nuestro recurso Natural Venezolano.
ANTECEDENTES
Este negocio está enmarcado dentro de actividades como la Exploración,
Explotación, Producción y Distribución del Gas Libre y todas estas deben visualizar el
Control de Corrosión como un elemento fundamental en los diseños y construcción
de todas las instalaciones asociadas al Negocio del Gas Costa Fuera, ya que ello
depende la seguridad industrial y ambiental en las operaciones, así como el
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aseguramiento de la Vida útil de las mismas. En esta visión se pretende dar una guía
que permita apoyar as operaciones seguras de los Trabajadores, comunidades y
medio ambiente que se encuentran inmersos a este Gran Proyecto de carácter
Nacional. Los estudios sobre las reservas probadas en cuanto a la existencia de gas
libre nos indica que Venezuela ocupa el 7mo lugar dentro de las reservas mundiales
de gas con 146 trillones de Pies cúbicos de gas, por debajo de países como Rusia y
países del Medio Oriente como Qatar, Arabia e Irán.
De esos 146 Trillones de Pies cúbicos, 14 Trillones corresponden a Gas Libre ó no
asociado, lo cual nos coloca como el primer país del Continente con las mayores
reservas de Gas Libre. (Ver Figura 1)
Figura 1 Reservas Mundiales TPC
JUSTIFICACIONPor ser el primer país del Continente con las mayores reservas de Gas Libre, el
Gobierno Nacional estableció como Política del Estado Venezolano el desarrollo
Social, Económico e Industrial basados en la producción del Gas Libre.
Este desarrollo está basado en tres Grande áreas:
1.- El incremento del suministro del Gas,
2.- Expansión de los mercados interno e internacional.
3.- Participación interna y foránea en los negocios de Exploración y Producción,
como en los Negocios de Transmisión y Distribución del Gas.
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7421977
Irak
Nigeria
Algeria
USA
Saudi Arabia
U.A.E
Qatar
Iran
Russia
VENEZUELA
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Estas grandes áreas permitirán si duda alguna el Crecimiento Económico
Sustentable y sostenido del país con el consecuente bienestar social, y político
asociado a las actividades gasiferas.y petroleras.El gobierno Nacional desarrolló
políticas fiscales basadas en un marco legal, a través de la Nueva Ley Orgánica de
Hidrocarburos Gaseosos, permitiendo que el negocio del Gas se desarrolle en su
máximo potencial con los siguientes beneficios:
1.- Garantizar las demandas del Mercado Interno y Externo
2.- Incorporar Inversiones y Operadoras a lo largo de la Cadena de Valor de Gas
3.- Promoción del Desarrollo Endógeno
4.- Expansión de la Infraestructura Interna del país
5.- Inducción de elementos para la justa competencia Comercial
6.- Incentivar el uso eficiente del Gas Natural.
Asimismo la excelente ubicación geográfica de nuestro País, nos permite excelentes
oportunidades para ser un suplidor confiable y seguro de gas Libre , ya que tenemos
vastas reservas y recursos, poseemos experiencias a nivel mundial en el negocio
petrolero, lo cual nos servirá como excelente exportador para Europa, Norte y sur
América , donde hemos iniciado nuestra carrera hacia la expansión del negocio del
Gas en Sur - América con el inicio de la construcción del ambicioso proyecto del
gasoducto Transandino.
el movimiento de buques, plataformas sobre el mar, redes submarinas de tuberías,
de transporte, distribución y transmisión de hidrocarburos, así como los procesos
embarque insumos, equipos, conforman una red de instalaciones, sujetos a
fenómenos de corrosión, bien sea por el medio ambiente externo que existe en los
climas que rodean las actividades ó bien sea por el tipo de fluido manejado, donde
las características corrosivas internas y/o externas del mismo regirán las condiciones
en cuanto a vida útil remanente de las mismas y su integridad mecánica.
Las actividades de explotación de gas libre en el Mar del Norte es muy parecido al
esquema a desarrollar en Venezuela correspondiente a la Plataforma Deltana y
proyecto CIGMA. Cabe destacar que el desarrollo Costa afuera de Venezuela esta
basado en la armonización del medio ambiente, el desarrollo de las comunidades de
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las costas del Edo. Sucre y Delta Amacuro y donde toda la inversión que se haga
para mantener la integridad mecánica de las instalaciones redundará en mejoras
para ambos. ( Comunidades y Medio Ambiente)
EXPECTATVAS COSTA AFUERA
Las expectativas de producción de Gas Libre e Hidrocarburos Líquidos en toda la
costa de Nuestro País, indican en la figura 2 que desde el Golfo de Venezuela,
pasando por Falcón, La Blanquilla y finalmente en Carúpano y Plataforma Deltana,
existen una serie de expectativas de Producción de 18 Millardos de Barriles de Crudo
y 95 Billones de Pies Cúbicos de Gas Asociado.
El Área prospectiva al desarrollo costa afuera corresponden a 165.000 kms2, con
una profundidad promedio de 1.000 mts de agua.
RIESGOS ASOCIADOS E IMPACTOS POR CORROSIÓN
Se han presentado Tres casos donde los fenómenos de Corrosión han afectado la
operatividad de las instalaciones, generando elevados costos en mantenimientos y
reparaciones. En primer Lugar describiremos el caso del Terminal de
Almacenamiento y Embarque José Antonio Anzoátegui, en el Complejo José , Edo
Anzoátegui.
Desarrollos de Gas Costa AfueraDesarrollos de Gas Costa Afuera
Carúpano Blanquilla
Plataforma Deltana
Golfo de Venezuela
Falcón NE Bonaire-Gfo Triste
7.000 MB 22 BPC
4 .200 MB 10 BPC 1.400 MB
16 BPC
600 MB 3 BPC
900 MB 6 BPC
Ensenada 1.300 MB 1 BPC 3.200 MB
38 BPC
pp
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El mismo está ubicado en las costas del edo Anzoátegui en el Complejo Criogénico
de Oriente y esta conformado por 1 plataforma, brazos de carga, Sistemas de
Tuberías, Tanques , Sistemas de Bombeo y Sistemas contra incendio.
El Terminal TAEJ posee una importancia vital para Venezuela dado que constituye el
Principal Terminal de Embarque de Oriente., con una Capacidad de almacenamiento
4,2 MMBls. Una Capacidad de Despacho 220 MBls/h, Capacidad de Tratamiento de
Efluentes 40 m3/h. Y está en construcción plataforma de embarque sur para:
Convenios de despacho con Ameriven / Sincor / OCN.
Inspecciones recientes revelaron, deterioro en los pernos de sujeción de las vigas y
bridas en el muelle, así como grietas en las bases de concretos de algunos pilotes.
Deterioros en los sistemas de sujeción de tuberías de transporte de gas, así como
Corrosión Galvánica por la unión de materiales disímiles, es decir materiales de
diferente naturaleza metalúrgica, generaron pilas galvánicas. En cuanto a los
sistemas de almacenamientos como los tanques se observaron, degradación del
revestimiento, perdidas de sello en los techos de los mismos, daños en los pontones
y se verificó aplicación inadecuada de los mismos. (Ver figura 7)
Figura 7. Daños por corrosión en TAEJ
DAÑOS EN LOS PONTONES
DEGRADACION DE REVESTIMIENTO PERDIDA DE SELLO
APLICACIÓN INADECUADA DEL REVESTIMIENTO
DAÑOS EN LOS PONTONES
DEGRADACION DE REVESTIMIENTO PERDIDA DE SELLO
APLICACIÓN INADECUADA DEL REVESTIMIENTO
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Asimismo en algunos recipientes a presión fueron observados daños y, degradación
del revestimiento externo
Daños estructurales en las Plataforma de concreto fueron determinados y el efecto
corrosivo sobre pernos, cabillas y tuberías evidenciaron daños estructurales en este
Terminal. Ver figura 8
Figura 8. Daños en Estructuras de Concreto
El segundo caso lo constituye la Planta de distribución el Guamache, ubicado en
el extremo sur de la Isla de <Margarita, aproximadamente con 20 Hectáreas de
extensión y con gran cantidad de activos como Muelles de tanqueros, Muelles de
gabarra, Tuberías submarinas y brazos de carga, siendo de gran importancia para la
isla dado que Suministro Eléctrico de la isla y sus pobladores es generado por
Diesel, provisto por la planta, el Parque automotor 80 mil unidades, despacho de fuel
oil para un Aeropuerto con vuelos diarios Nacionales e internacionales .
En el muelle de tanqueros se visualizaron deterioros de la estructura de concreto,
daños en las válvulas, grúas de carga. Daños en el revestimientos de las tuberías
que van desde el Muelle de Tanqueros hasta la Planta y de igual manera deterioro en
los tanques de almacenamiento de diesel, fuel oil y la instrumentación asociada. Ver
figura 9
Asimismo el mal estado de los sistemas de Protección catódica, que además de no
estar operativo, su desgaste nos indicaron que no fue la selección más adecuada
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Figura 9. Daños por corrosión
El tercer y último caso se trata de un caso reciente ocurrido en Brasil, a una
Plataforma Brasileña con las siguientes características:
• Plataforma semisumergible mas grande del mundo
• Nombre: Espíritu de Colón
Fue modificada para aumentar los soportes para trabajar en el Campo Roncador.
Diseñada para perforar y producir petróleo Capacidad para 115 personas a bordo
Capacidad para procesar 180 MBPD, 7,2 MMPCGD Y 24 M3 de agua. Peso total
31400 TON.
Sufrió un accidente mayor en marzo 2001 (Año y medio de servicio) Ver figura 10
Figura 10. Accidente en Plataforma Brasileña
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Como pueden observar este tipo de instalación es muy sensible y el impacto y riesgo
asociado a algún tipo de evento trae como consecuencia perdidas humanas y
económicas muy elevadas, así como daños al medio ambiente marino donde se
ocurrió este tipo de evento.
NUEVA VISIÓN CCIM COSTA AFUERA
Una vez descrito todo el marco y antecedentes que generó este trabajo se presenta
la Nueva Visión de lo que debería ser un efectivo plan para el Control de Corrosión e
Integridad Mecánica en las Instalaciones y activos que conformará todo el Proyecto
Nacional de Exploración, Explotación y Producción de Gas Libre en Costa afuera
Venezolana.Esta Nueva visión posee cuatro aspectos principales:1.- Generación y Uso de los Mapas Atmosféricos
2.- Aplicación de las Experiencias en las áreas de Exploración y Producción Costa
Adentro (Campos en Pleno desarrollo y maduros de Venezuela)
3.- Implantación, análisis y uso de Nuevas tecnologías para el Control de Corrosión e
Integridad Mecánica Costa Afuera.
4.- Finalmente, se incorpora a los tres últimos aspectos el uso y aplicación de
Normativas Internacionales aplicables a los procedimientos y normas de
implantación, materiales y equipos.
A Continuación describiremos cada uno de estas grandes áreas y su influencia sobre
el eficiente uso de los activos y la filosofía y correcta practica de hacer las cosas bien
desde el principio, teniendo en cuenta todas las consideraciones técnicas necesarias
en la consecución de un proyecto desde su fase de visualización.
MAPASEl hecho de caracterizar y reportar en un mapa simple las tasas de corrosión, y
Variables meteorológicas, así como parámetros químicos que son afectados por el
condiciones climatológicas del área bajo estudio, forman parte de esta nueva visión.
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El primer aspecto a considerar es la Generación y Uso de los Mapas Atmosféricos,
donde el conocimiento de la corrosividad atmosférica de una región, ciudad o País,
es considerada como uno de las mas importantes aspectos considerados por los
inversionistas, donde el conocimiento del impacto de la atmósfera corrosiva, influyen
directamente sobre los costos de los materiales a considerar en la construcción de
las instalaciones.
En la Tabla 1 se muestra las variables establecidas bajo los Standard climatológicos
y las experiencias obtenidos en el área meteorológicos, de acuerdo a Estaciones de
muestreo, donde se muestrean variables como deposición de sulfuros, cloruros,
humedad relativa, temperatura, precipitación, velocidad y dirección del Viento, para
cada uno de los sitios de ubicación de las estaciones de Monitoreo.
Tabla.1 Valores promedio anuales de variables atmosféricas
Finalmente se hace una sumatoria de cada una de las variables con la
correspondiente ponderación y categorización, generando una matriz de evaluación y
jerarquización.
En el caso de Venezuela, se presentan en una totalidad de 14 estaciones de trabajo,
donde sectorizando las Ciudades de Barcelona, la Voz (Paraguaná) y Mérida,
Zona Temp(·C)
RH(%) rrow lluvia
(mm/año)SO2
(mg/m2d)Cl-
(mg/m2d)
Velocviento(m/s)
Σ
El tablazo 2.3 2.4 3 0.6 0 2 3.1 13.4Pto fijo 1.9 1.6 3 0.0 0 1 1.6 9.1Coro 1.8 1.3 3 0.2 0 1 3.3 10.6Matanza 2 2.2 3 1.2 1 1 1.7 12.1Barcelona 2 2 3 0.7 0 2 0.9 10.6Pto. cabello 1.8 2.5 4 0.8 0 1 1.3 11.4La voz 4 4 3 0.1 2 4 4 21.1Maracaibo 2.3 2.4 3 0.6 0 1 1.5 10.8Caracas 0.8 3.5 3 1.7 0 0 0.5 9.5Sto Domingo 0.9 2.4 3 4 0 1 0 11.3Pto ayacucho 1.4 2.4 3 3.5 0 0 0.5 9.1Merida 0 2.2 3 1.9 0 1 0.7 8.9Guanare 1.8 1.6 3 2.7 0 1 0.5 10.6Tumeremo 1.6 3.5 4 1.5 0 1 0.5 12.1
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pueden observarse las diferencias en las sumatorias de todas las variables
establecidas inicialmente en la generación de la presente tabla, donde se observan
variaciones desde la Ciudad de Mérida desde 8.9, hasta valores como 21.1
correspondientes a áreas costera como la Ciudad de Barcelona.
Estos valores permiten construir un mapa Corrosivo atmosférico a nivel nacional, el
cual permite visualizar las características de agresividad en cada uno de las ciudades
analizadas.Al construir la primera aproximación del Mapa Atmosférico se concluye
inicialmente que a nivel de la Costa Venezolana se verifican y se comprueba que
esta zona posee características de elevada Evaporación, Alta Humedad y
Precipitaciones Medias. Estos valores permiten determinar en la fase de
Visualización de los proyectos, los materiales requeridos para tales condiciones
climatológicos, sin embrago los estudios de Ingeniería Básica y detalle deben
considerar la incorporación de estaciones de medición, específicamente en las áreas
de desarrollo , y su impacto en las áreas adyacentes a los proyectos en sus fases de
construcción, y operación.
Finalmente la incorporación de estos mapas permitirán contribuir a una correcta
selección de las Materiales requeridos en los activos y siguiendo con la visión de
hacer las cosas bien desde la visión y conceptualización de los proyectos.
En la figura 3 se muestra el resultado del muestreo llevado a cabo en los proyectos
costa afuera Venezolana, donde es representado la calidad atmosférica de cada
microclima en particular, asimismo el uso de gráficas de Torta, las cuales permiten
un correcto y eficiente conocimiento del clima en la zona a desarrollar y la cantidad
de estaciones requeridas y especialmente en climas tropicales como el de
Venezuela, evitarán el uso inadecuado de materiales y los problemas de corrosión,
traduciéndose en el aumento de la vida útil de las Instalaciones y disminución de las
actividades de mantenimiento con sus paradas asociadas, así como el impacto al
medio ambiente por derrames y fallas de las instalaciones y equipos
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Figura 3. Mapa corrosividad atmosférica
EXPERIENCIAS EN EXPLORACION Y PRODUCCIÓN
El segundo aspecto a considerar es la experiencia obtenida en las operaciones en
Tierra Firme, específicamente en las áreas de producción petrolera y gasifera donde
los problemas de Corrosión, permitieron establecer planes a corto, mediano y largo
plazo en el área de Integridad Mecánica, selección adecuada de Materiales, y uso de
tecnologías adecuadas. A continuación se desarrollarán algunos aspectos referidos a
la experiencia en Exploración y producción Venezuela
En los campos petroleros de Venezuela la presencia de elementos corrosivos como
el CO2 y el H2S con % considerables de agua a pH bajos genera un deterioro
acelerado a las condiciones de operación en las estructuras Metálicas.
Partiendo de esta problemática PDVSA en el Área Oriental de Venezuela desarrolló
una Metodología Gerencial mediante el conocimiento de la Cadena de Valor del
Negocio Petrolero basados en la Maximización de la Vida del activo (Bloques,
Yacimientos, Pozos Perforados, Instalaciones de Superficie, etc.). A partir de las
etapas de Exploración y Explotación de los Yacimientos, así como en la de
Perforación de Pozos Nuevos y Existentes y la subsiguiente Construcción, Operación
y Mantenimiento de Facilidades de Superficie se hizo un análisis profundo de todas
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las variables Mecánicas y Metalúrgicas desde las etapas de diseño y/o
conceptualización de la Cadena de Valor del Negocio, generando un Plan Maestro
de Corrosión.
Este Plan Gerencial está basado en experiencias desarrolladas en el área de
Ingeniería de Materiales y Control de Corrosión, asociadas a las áreas Exploración y
producción en diferentes áreas Geográficas de Venezuela (Maracaibo, Anaco, San
Tomé, Norte y Sur de Monagas),
El mismo se desarrolla de (5) Grandes áreas: Control de Corrosión en la Fuente,
Equipos de Subsuelo y Superficie, Control de Corrosión Interna y Externa.
El desarrollo de estas áreas soportará al Plan para el Control de Corrosión
sustentado en análisis de los fluidos a manejar, estudios y desarrollos metalúrgicos y
no metálicos (Polímeros), así como el establecimiento de mapas Venezolanos de la
corrosividad atmosférica. Todos estos aspectos y variables unidas y visualizadas
como un Plan Maestro Integral permitirán establecer las bases originales y
Nacionales para los diseños de Plataformas de Perforación, Tubulares, Cabezales
Especiales, Estaciones de Recolección y Distribución ,Plantas, Gasoductos y
Oleoductos usados en la extracción y manejo de Hidrocarburos y maximizando los
activos Venezolanos.
NUEVAS TÉCNOLOGÍAS
El tercer aspecto a considerar es el uso adecuado y correcto de tecnologías de
puntas, punto es importante ya que el mismo se desarrolla en las fases de
Visualización e Ingeniería básicas, conceptual y detalle donde una correcta selección
de las tecnología permitirá ahorrar divisas y maximizar el valor de los activos, sea
referido a instalaciones y/o al yacimiento mismo, dado que las paradas y fallas por
defectos estructurales asociados al fenómeno de corrosión serán minimizados
A continuación se presentan algunas tecnologías en el área de OffShore o costa
afuera:
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1.- Estructuras protegidas desde la construcción ánodos de titanio (tipo malla)Una de las tecnologías recomendadas es las mallas fabricadas en titanio, aluminio o
zinc, dependiendo del grado de corrosión existente en el sitio de fabricación de la
Plataforma o muelle. Este tipo de malla, presentan dos grandes ventajas, una sirve
como estructura principal para el vaciado del concreto de las plataformas y a su vez
sirve como ánodos de sacrificio en los sistemas de protección Catódica de las
estructuras, es decir dependiendo del tipo de SPC seleccionado. La malla
intrínsecamente ya está protegiendo la estructura, ya que la misma puede ser
conectada a un rectificador ó puede servir como protección galvánica directamente
conectada con las mismas. Este tipo de sistema es muy utilizado en estructuras
marinas a la intemperie como edificios, muelles y plataformas marinas que se
encuentran en ambientes expuestos a la acción de ambientes salados y que
favorecen los fenómenos de desgaste de las estructuras de concreto que sirven de
soporte para las Plantas compresoras, estaciones de Flujo, Múltiples de producción y
demás instalaciones gasiferas y petroleras.
2.- Chaquetas para pilotes plataformasOtra de las tecnologías ampliamente utilizadas en la protección de los pilotes y
especialmente en la zona de salpique y sumergida lo constituye el sistema de
chaquetas, multicapas, cuya instalación esta constituida por tres pasos:
Primero se aplica una cinta protectora a la base estructural del pilote, Segundo se
aplica un imprimador ó denominado wax tape o petrolato, cuya función es proteger el
metal base ó concreto base del pilote, dependiendo del sistema a utilizar y en tercer
lugar se utiliza: La colocación de una chaqueta de polímero ( en el caso de este
pilote) es neopreno, pero este material depende de las velocidades promedio
medidas en la zona de salpique y dependiendo de ellos se selecciona el material
adecuado. Una vez instalada las chaquetas, estas son apernadas tanto en el fondo
como en superficie, para proteger una vez sumergida y colocada en el lecho marino.
Este sistema se instaló recientemente en el muelle del TAEJ y en los muelles de la
Planta de Fraccionamiento José hay evidencias de su efectividad desde hace más de
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6 años, donde fueron instalados como una prueba piloto, donde a la fecha siguen
protegiendo dicha estructura.
3.- Monitoreo corrosión internaOtra tecnología recomendada es la colocación de estaciones submarinas para el
monitoreo y transmisión remota a la superficie de Velocidades de corrosión interna ,
dependiendo de la agresividad del tipo de fluido manejado.
En muchos casos la presencia de CO2 y H2S, hacen que el deterioro interno de las
tuberías desgasten los espesores de las mismas, generando fugas imperceptibles y
perceptibles al medio ambiente, y por lo tanto grandes manchas de hidrocarburos ó
burbujeos de gas son los indicadores de que una falla ha ocurrido por corrosión
interna.
4.- Estaciones submarinas de monitoreo corrosión internaCon este tipo de sistema puede monitorearse desde la superficie la evolución de las
tuberías, la efectividad de tratamientos químicos anticorrosivos y por supuesto la
integridad mecánica de las tuberías. Estos sistemas son ampliamente utilizados en
Noruega y Holanda para el control interno de las velocidades de erosión y la
corrosión, bajo grandes profundidades hacen necesario un monitoreo continuo de las
velocidades de corrosión en el Tendido de las tuberías. El diseño de estas
estaciones está dado por el tipo de fluido, las características de las tuberías, su
profundidad y su trayectoria , los cuales son factores influyentes en el
comportamiento de estas instalaciones ante el fenómeno de corrosión interna.
5.- Revestimientos especiales sistemas multicapasEl sistema de revestimiento recomendado para las tuberías sumergidas , es el
sistema multicapa (ver figura 4), sin embargo resinas liquidas ó sistemas epoxicos
son recomendados también, sin embargo hay que tomar en consideración la
robustez de estos sistemas de revestimientos, dado que los mismos están
influenciados por actividades pesqueras propias de las zonas. Cabe destacar que
actividades pesqueras llevan consigo desgaste en estos revestimientos por el
impacto de anclas, redes u otros implementos utilizados para la recolección de peces
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y crustáceos en el fondo marino. Sistemas como el tricapa de polietileno y
polipropileno tricapa son recomendados, sin embargo no se descarta el uso de
resinas liquidas para estos servicios, cuya selección depende directamente de la
temperatura interna de los fluidos y las condiciones del medio que rodea la tubería a
proteger.
Figura 4. Sistemas Múlticapas
Un punto a destacar en los revestimientos es la aplicación de mangas
termocontractiles y/o protección de las juntas soldadas, lo cual es un elemento muy
importante en la efectividad de las operaciones de construcción y tendidos de líneas
en operaciones costa fuera. Como bien sabemos los costos de estos tendidos en el
mar son sumamente costosos si los comparamos con los del tendido de una tubería
en tierra firme, por eso todo tipo de oportunidad detectable que pudiese
aprovecharse para ahorrar costos y acelerar el tendido son importante, y esto puede
constituirlo la instalación de mangas termocontractiles de alta resistencia donde es
importante considerar los ensayos que se realicen tales como: Pruebas en mangas
termocontractiles, los cuales han sido desarrolladas de tal manera de simular el
impacto de anclas u otros elementos del negocio pesquero que pudiesen afectar o
dañar las mismas. Se simula el impacto directo de un ancla y se verifica la condición
final de las mismas. Ahora para entender porque son tan importantes los ensayos
realizados al momento de la instalación de la manga a continuación se explica los
ahorros por tendidos de líneas.
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Todo tipo de tendido es conformado por tres etapas, la gabarra de soldadura de las
juntas, la instalación de mangas una vez realizada soldadura y la protección del
concreto en dichas juntas, todo este proceso se realiza en grandes barcos o
gabarras especialmente diseñadas para esta actividad, lo cual genera altísimo
costos, esto significa que si ahorramos uno de estos pasos, estaríamos ahorrando
costos y el tiempo de tendido sería mucho mayor , es decir seriamos más eficientes y
gastaríamos menos en el tendido.
6.- Uso de Mangas Termocontractiles Especiales Juntas Soldadas
Si la manga seleccionada resiste a los impactos de la actividad pesquera de la zona,
y efectivamente los estudios ambientales indican la posibilidad de su uso, nos
ahorraría el uso de concreto y su tiempo de fraguado en el barco, lo cual nos
permitiría una vez soldada la junta y colocada la manga termocontráctil para su
protección, tenderla directamente al mar sin necesidad de inyectarle el concreto.
Revestimientos especiales pinturas marinas Caso - TACOAEl uso de revestimientos externos en ambientes marinos, han determinado que
muchos de ellos son aplicables dependiendo de las condiciones atmosféricas del
sitio donde esté ubicada la instalación. Casos como la Planta termoeléctrica en
TACOA, en Litoral Central de Venezuela, específicamente en la Estación de
Medición, Regulación y entrega de gas a dicha planta se presentaron casos de Fallas
en el revestimiento externo por corrosión externa (ver figura 5), dada las condiciones
de alta humedad y el ambiente del mar Caribe. A esta planta se le aplicó aluminio
difuso en las tuberías, y en las Válvulas un tipo de resina liquida, no adecuada para
el ambiente marino, generando su deterioro y por supuesto afectando su
operatividad. (Ver figura 6)
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Figura 5. a) Desprendimiento de la pintura, b) Corrosión externa severa en bridas deválvulas
Se realizó la selección apropiada del revestimiento y una vez completado el
mantenimiento general de la Estación se procedió a aplicarlo con los resultados
gráficos que se muestran a continuación: El estado final de la planta se muestra en
esta fotografía, donde tanto las tuberías y las válvulas quedaron buen recubiertas,
con el adecuado espesor y las cantidades establecidas por el fabricante de este tipo
de revestimiento.
Figura 6. Pintura especial aplicada a la estación de medición TACOA
7.- Protección catódica ánodos continuosOtra tecnología recomendada es el uso de Ánodos Continuos adheridos a la Tubería,
la cual se instalan a la par de la instalación del revestimiento y forman parte del
conjunto Tubería, revestimiento-ánodo de sacrificio, este sistema es utilizado
dependiendo de las condiciones de resistividad de drenaje de corriente de protección
requerido según sea el medio externo donde se instalará la tubería. El uso de ánodos
de aluminio, lechos de ánodos profundos de titanio y ánodos continuos son
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recomendados por ser inocuos al ambiente y ser los que han dado mejores
resultados en cuanto a vida útil y calidad de protección se refiere.
8.- Uso de Fibra de VidrioOtra tecnología es el uso de Sistemas de Fibra de Vidrio sobre todo en funciones de
inyección de agua salada y para sistemas contra incendio en las plataformas costa
afuera. Tales como: sistema de enfriamiento con agua salada, es comúnmente
usada la fibra de vidrio por su gran capacidad para resistir al ataque de cloruros y
sodio provenientes de la composición del agua de mar. Grandes empresas han
masificado el uso de la fibra de Vidrio como la Phillips.
USO DE NORMAS INTERNACIONALESEl uso de Normas ISO, NACE (Asociación de Ingenieros de Corrosión) nos dan el
camino para asegurar la calidad tanto en la selección y aplicación de revestimientos
externos, como en la selección de la Metalurgia requerida, el Monitoreo de la
Corrosión externa e interna, así como el tipo de concreto a utilizar y los diseños de
protección catódica y las variables a utilizar.
En forma general, el uso de normativas nacionales e internacionales nos permite
desde la fase de visualización de un proyecto, hacer las cosas bien desde un
principio y no inventar la rueda. Ya que todas las fases de la Ingeniería desde la
Visualización, pasando por la Ingeniería Conceptual, Básica , detalle y finalmente la
Implantación y/o construcción de los proyectos deben basarse en los Standard y
normas de calidad aplicables para cada uno de los sistemas seleccionados para el
Control efectivo de la Corrosión en instalaciones costa afuera.
Una vez transitado cada una de las etapas seleccionadas, ellas juntas constituyen la
Nueva Visión que debemos seguir para emprender este gran proyecto, de desarrollo
del gas Libre en nuestras costas.
Los mapas atmosféricos, las Experiencias en Exploración y producción, la selección
y aplicación de la Tecnología adecuada y finalmente el uso de Normativas y
Standard nacionales e internacionales en sinergia nos permitirán garantizar desde la
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visión de un proyecto la integridad mecánica de las instalaciones y su durabilidad y
confiabilidad durante las operaciones del mismo.
CONCLUSIONES
• El control de corrosión debe estar inmerso dentro las fases de visualización,
conceptualización y construcción de las facilidades de producción de gas libre
costa afuera.
• El uso de mapas atmosféricos permitirá la correcta selección de los equipos y
materiales anticorrosivos costa afuera.
• Tecnología de punta debe ser considerada para el control de la corrosión en
redes de tubería, plataformas y sistemas de transmisión y recolección de gas
desde su fase conceptual.
• Las normativas ISO / NACE permitirán establecer los mejores procedimientos
para la selección de materiales, revestimientos y protección catódica.
• El diseño de un plan maestro de corrosión adecuado a las necesidades del
desarrollo permitirán tener un plan de trabajo seguro y firme en el desarrollo
costa afuera basado en las experiencias en tierra firme
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
1.- R. D Kane., “Good Corrosion Control Strategies Maximize Return”,Petroleum Engineer International, Vol 67, p. 53, (1995)2.- Biefer, G., “Stepwise Cracking of line-pipes steels in sour environments” ,Materials performance, paper
3.- ASTM Standard G 1-03, “Standard Practice for Preparing, Cleaning andEvaluating Corrosion Test Specimens”. ASTM International. (2003).