UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

“ANÁLISIS DE UN SISTEMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA PARA LAS TUBERÍAS DEL SISTEMA DE AGUA CONTRA INCENDIOS DE LA ESTACIÓN DE BOMBEO AMAZONAS 1 DEL OLEODUCTO DE CRUDOS PESADOS (OCP), PARA CONTROL DE LA CORROSIÓN”

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS

AUTOR: FRANCO JONATAN IBARRA VISCARRA

DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS

Quito, Marzo 2014

© Universidad Tecnológica Equinoccial.2012 Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo, FRANCO JONATAN IBARRA VISCARRA declaro que el presente trabajo es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

_________________________ Franco Jonatan Ibarra Viscarra C.I. 0201813268

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis de un sistema de protección catódica para las tuberías del sistema de agua contra incendios de la Estación de bombeo Amazonas 1 del Oleoducto de Crudos Pesados (OCP), para control de la corrosión” que, para aspirar al título de Tecnólogo en Petróleos fue desarrollado por Franco Jonatan Ibarra Viscarra, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos18 y 25.

___________________ Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc. DIRECTOR DELTRABAJO C.I. 1705134102

AGRADECIMIENTO

Le agredezco a Dios por haberme acompañado y guiado a lo largo de mi carrera, por ser mi fortaleza en los momentos de debilidad y por brindarme una vida llena de aprendizajes, experiencias y sobre todo felicidad. Le doy gracias a mis padres Ruperto y Sarita por apoyarme en todo momento, por los valores que me han inculcado, y por haberme dado la oprtunidad de tener una exelente educación en el transcurso de mi vida. Sobre todo por ser un exelente ejemplo de vida a seguir. A mis hermanos por ser parte importante de mi vida y representar la unidad familiar, en especial a mi hermana Kelyn por brindarme sus consejos y alegria y estar siempre pendiente ante cualquier problema,

por lo que

siempre supe que podia contar con ella. A Gabriela, por ser una parte muy importante de mi vida, por haberme apoyado en las buenas y en las malas, sobre todo por su paciencia y amor incondicional. A mi profesor, director y tutor de tesis Ing. Fausto Ramos, quien con sus conocimientos, asistencia y orientación me condujo con éxito para culminar el presente estudio. Son muchas las personas que han formado parte de mi vida profesional a las que me encantaría agradecerles su amistad, consejos, apoyo, ánimo y compañía en los momentos más difíciles de mi vida. Algunas están aquí conmigo y otras en mis recuerdos y en mi corazón, sin importar en donde estén quiero darles las gracias por formar parte de mí, por todo lo que me han brindado y por todas sus bendiciones.

DEDICATORIA

Este trabajo le dedicó con todo el amor y cariño principalmente a Dios por guiarme siempre por el camino del bien, y a mis padres que me dieron la vida y han estado con migo en todo momento. Gracias por todo papá y mamá por darme una carrera para mi futuro y por creer en mí, aunque hemos pasado momentos difíciles siempre han estado apoyándome y brindándome todo su amor, por todo esto les agradezco de todo corazón y espero tenerles siempre a mi lado.

ÍNDICE DE CONTENIDOS PÁGINA RESUMEN ...................................................................................................... x ABSTRACT ................................................................................................... xii 1.1. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ......................................................... 2 1.2. JUSTIFICACIÓN ...................................................................................... 2 1.3. OBJETIVOS ............................................................................................. 3 1.3.1. OBJETIVO GENERAL.................................................................... 3 1.3.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS .......................................................... 3 1.4. VARIABLES ............................................................................................. 3 1.4.1. VARIABLE DEPENDIENTE ........................................................... 3 1.4.2. VARIABLE INDEPENDIENTE ........................................................ 4 2. MARCO TEÓRICO ................................................................................... 5 2.1. CORROSIÓN ........................................................................................... 5 2.1.1 Definición ......................................................................................... 5 2.2. FUENTE DE VOLTAJE ............................................................................ 5 2.3. CELDA DE CORROSIÓN ........................................................................ 7 2.4. FACTORES QUE INFLUYEN EN LA CORROSIÓN ................................ 9 2.4.1. Temperatura ................................................................................... 9 2.4.2. Velocidad de flujo ......................................................................... 10 2.4.3. Oxígeno disuelto .......................................................................... 11 2.4.4. pH ................................................................................................. 12 2.4.5. Humedad ...................................................................................... 13 2.5. FORMAS DE CORROSION ENCONTRADAS EN LAS TUBERIAS ...... 14 2.5.1. Corrosión debido a celdas de composición o por metal distinto ... 14 2.5.1.1. Celda de corrosión por metales diferentes ............................. 14

i

2.5.1.2. Celda formada por una tubería antigua- tubería nueva .......... 15 2.5.1.3. Corrosión debido a rayaduras en la superficie del metal ....... 16 2.5.1.4. Corrosión por calentamiento debido a soldaduras ................. 17 2.5.2. Corrosión por concentración (diferencias en el electrolito) ........... 17 2.5.2.1. Corrosión por suelos diferentes ............................................. 17 2.5.2.2. Corrosión por aireación diferencial ......................................... 19 2.5.3. Corrosión por picadura (pitting) .................................................... 19 2.5.4. Corrosión dulce o por dióxido de carbono (CO2) ......................... 21 2.5.5. Corrosión ácida por sulfuro de hidrógeno (H2S) .......................... 22 2.5.6. Corrosión bacteriológica ............................................................... 23 2.5.7. Corrientes vagabundas ................................................................ 24 2.5.7.1. Fuentes .................................................................................. 26 2.6. MONITOREO Y EVALUACIÓN DE LA CORROSIÓN ........................... 26 2.6.1. Métodos directos .......................................................................... 26 2.6.2. Métodos indirectos ...................................................................... 27 2.6.2.1. Cupones de corrosión ............................................................ 27 2.6.2.2. Probetas de polarización lineal .............................................. 30 CAPITULO III ................................................................................................ 35 3. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA ESTACIÓN AMAZONAS 1. ........... 35 3.1. Descripción del proceso ......................................................................... 36 3.2. SISTEMAS DE AGUA CONTRA INCENDIOS ....................................... 37 3.2.1. Tanque de almacenamiento ......................................................... 37 3.2.2. Sistema de bombeo de agua ........................................................ 38 3.2.3. Bombas centrifugas ...................................................................... 38 3.2.4. Red de distribución ....................................................................... 39 3.2.5. Monitores ...................................................................................... 40 3.2.6. Sistemas de agua pulverizada ..................................................... 42 3.2.7. Sistema de espuma ...................................................................... 43 3.2.7.1. Espuma Fluoroproteínica ....................................................... 44 3.2.8. Carretes de mangueras ................................................................ 44

ii

CAPITULO IV................................................................................................ 46 4. ANÁLISIS DEL AGUA UTILIZADA EN EL SISTEMA DE AGUA CONTRA INCENDIOS DE LA ESTACIÓN DE BOMBEO AMAZONAS 1 DEL OCP. ... 46 4.1. Suministro de Agua (Amazonas inmisión industrial, doméstico) ............ 49 4.2. Índice de Langelier ................................................................................. 49 4.3. Cálculo del índice de Langelier .............................................................. 50 4.4. PROTECCIÓN CONTRA LA CORROSIÓN........................................... 51 4.5. Características de la estructura a proteger ............................................ 52 4.6. PROTECCIÓN CATÓDICA.................................................................... 52 4.7. FUNDAMENTO DE LA PROTECCIÓN CATÓDICA .............................. 53 4.8. SISTEMAS DE PROTECCIÓN CATÓDICA........................................... 54 4.8.1. Protección catódica por ánodos de sacrificio ............................... 54 4.8.1.1. Consideraciones acerca de los ánodos ................................. 55 4.8.1.2. Tipos de ánodos ..................................................................... 57 4.8.1.3. Vida de los ánodos ................................................................. 60 4.8.1.4. Ubicación e instalación de los ánodos. .................................. 62 4.8.2. Protección catódica por corriente impresa ................................... 64 4.8.2.1. Fuentes de corriente .............................................................. 66 4.8.2.2. Ánodos auxiliares ................................................................... 68 4.8.3. Resistividad del suelo ................................................................... 69 4.8.3.1. Determinación de resistividad por el método de los cuatro electrodos ........................................................................................... 70 4.8.4. Mediciones de potenciales estructura/electrólito. ......................... 72 4.8.5. Backfill o Activador ....................................................................... 73 4.8.6. COMPARACIÓN ENTRE LOS DOS SISTEMAS ......................... 74 4.8.6.1. Ánodos de sacrificio ............................................................... 74 4.8.6.2. Corriente impresa ................................................................... 75 4.8.7. Recubrimientos ............................................................................ 76

iii

4.8.8. Tipos de recubrimientos ............................................................... 77 4.9. CÁLCULOS DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA ................. 77 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................ 87 5.1. CONCLUSIONES ............................................................................ 87 5.2. RECOMENDACIONES ................................................................... 89 GLOSARIO DE TÉRMINOS ......................................................................... 90 BIBLIOGRAFIA……………………………………………………………………92 ANEXOS………………………………………………………………………… 94

iv

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Tabla de la Serie de Fuerza Electromotriz de los Metales................ 6 Tabla 2. Referencia de velocidades de corrosión de acuerdo al pH............. 13 Tabla 3. Referencia de velocidades de corrosión ......................................... 29 Tabla 4. Análisis de muestras de agua Estación de bombeo Amazonas 1 .. 46 Tabla 5. Valores electroquímicos para el cálculo de la vida de los ánodos .. 61 Tabla 6. Ánodos Galvánicos y su campo de aplicación ............................... 62 Tabla 7. Especificaciones de resistividades de acuerdo al medio que lo rodea............................................................................................................. 70 Tabla 8. Características del Backfill.............................................................. 74 Tabla 9. Calidad y eficiencia de los recubrimientos ..................................... 79 Tabla 10. Densidad de corriente requerida ................................................. 80 Tabla 11. Características de los diferentes tipos de ánodos. ...................... 82 Tabla 12. Resultados del Diseño ................................................................. 86

v

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Celda de corrosión .......................................................................... 8 Figura 2. Efecto de la temperatura en la velocidad de corrosión ................. 10 Figura 3. Efecto de la velocidad del fluido en la velocidad de corrosión ...... 11 Figura 4. Efecto en metales por la presencia de oxígeno ............................ 12 Figura 5. Corrosión de tuberías debido a materiales diferentes. .................. 14 Figura 6. Corrosión de tuberías debido a materiales diferentes. .................. 15 Figura 7. Corrosión de una tubería nueva debido a su conexión a una tubería vieja. ................................................................................................. 16 Figura 8. Corrosión debido a rayaduras en la superficie del metal .............. 17 Figura 9. Corrosion por suelos diferentes .................................................... 18 Figura 10. Corrosión debido a variaciones en el suelo ................................ 18 Figura 11. Corrosión por aireación diferencial.............................................. 19 Figura 12. Formas y variaciones de la corrosión por picadura ..................... 20 Figura 13. Corrosión causada por CO2 ...................................................... 21 Figura 14. Corrosión causada por H2S ........................................................ 22 Figura 15. Características del ataque por bacterias ..................................... 24 Figura 16. Mecanismo de corrosión de una tubería por efecto de las corrientes vagabundas que provienen de un sistema de tracción eléctrica .. 25 Figura 17. Tipos de cupones de corrosión ................................................... 28

vi

Figura 18. Instalación recomendada para LPR ............................................ 32 Figura 19. Corrater Rohrback Cosasco System Model RCS9000................ 34 Figura 20. Ubicación geográfica................................................................... 35 Figura 21. Ubicación de la Estación de bombeo Amazonas 1, con respecto a las demás estaciones del OCP ..................................................................... 36 Figura 22. Estación de bombeo Amazonas 1 .............................................. 37 Figura 23. Bomba centrifuga ........................................................................ 39 Figura 24. Tubería de agua contra incendio ................................................ 40 Figura 25. Monitores fijos para agua ............................................................ 41 Figura 26. Sistema de rociadores para tanques........................................... 42 Figura 27. Sistema de espuma .................................................................... 43 Figura 28. Monitores fijos para espuma ....................................................... 44 Figura 29. Carretes de mangueras .............................................................. 45 Figura 30. Fuente de agua que ingresa a la Estación de bombeo Amazonas 1 .................................................................................................................... 49 Figura 31. Esquema de instalación de protección catódica mediante ánodos de sacrificio ................................................................................................... 55 Figura 32. Presentación de los ánodos de magnesio comercialmente ........ 58 Figura 33. Presentación de los ánodos de zinc comercialmente ................. 59 Figura 34. Presentación de los ánodos de aluminio comercialmente .......... 60 Figura 35. Ánodos instalados verticalmente en agujeros ............................. 63 Figura 36. Ánodos instalados horizontalmente en zanjas ............................ 64 vii

Figura 37. Esquema de la instalación de Protección Catódica mediante Corriente Impresa ......................................................................................... 65 Figura 38. Esquema de un Transforrectificador Monofásico ........................ 67 Figura 39. Medición de la resistividad del suelo por el método de Wenner o de los cuatro electrodos. La distancia (b) o sea la profundidad a la que está enterrada el electrodo (barra de cobre o acero) debe ser pequeña comparada con la distancia (a) entre los electrodos. .................................... 70 Figura 40. Electrodo de referencia de Cu/CuSO4 ........................................ 73

viii

ÍNDICE DE ECUACIONES

Ecuación 4.1- Cálculo del pH saturado ........................................................ 50 Ecuación 4.2- Cálculo del índice de Langelier ............................................. 51 Ecuación 4.3- Ley de Ohm .......................................................................... 53 Ecuación 4.4- Cálculo del tiempo de vida del ánodo ................................... 61 Ecuación 4.5- Cálculo de la Resistividad ..................................................... 71 Ecuación 4. 6- Área de tubería a proteger ................................................... 78 Ecuación 4. 7- Cálculo de la intensidad de corriente ................................... 80 Ecuación 4.8- Cálculo de la masa anódica requerida .................................. 81 Ecuación 4.9- Cálculo del número de ánodos requeridos ........................... 82 Ecuación 4.10- Cálculo de la resistencia de un ánodo con relleno .............. 83 Ecuación 4.11- Cálculo del voltaje de salida del Rectificador ...................... 84 Ecuación 4.12- Sumatoria de resistencias ................................................... 84 Ecuación 4.13- Cálculo de la capacidad del transformador ......................... 85

ix

RESUMEN

El presente estudio se realizó en el Estación de bombeo Amazonas 1 del Oleoducto de Crudos Pesados (OCP), ubicada en Lago Agrio con el fin de realizar un análisis de un sistema de protección catódica para el control de la corrosión en las tuberías del sistema de agua contra incendios. El fenómeno de la corrosión se produce debido a que los materiales constructivos, especialmente los metales, se obtienen a partir de especies minerales estables en condiciones naturales. Una vez extraídos y expuestos a

las

condiciones ambientales,

tienden

a

estabilizarse

química

y

energéticamente. Por tanto, la corrosión es la destrucción de un metal a través de la interacción con un ambiente (por ejemplo, suelo o agua) por un proceso electroquímico, es decir, una reacción que envuelve un flujo de corriente eléctrica e intercambio de iones. La velocidad a la que un material se corroe es lenta y continua todo dependiendo del ambiente donde se encuentre, a medida que pasa el tiempo se va creando una capa fina de material en la superficie, que van formándose inicialmente como manchas hasta que llegan a aparecer imperfecciones en la superficie del metal. Este mecanismo que es analizado desde un punto de vista termodinámico electroquímico, indica que el metal tiende a retornar al estado primitivo o de mínima energía, siendo la corrosión por lo tanto la causante de grandes perjuicios económicos en instalaciones enterradas. En la práctica suele utilizarse comúnmente el valor de la resistividad eléctrica del suelo como índice de su agresividad; por ejemplo un terreno muy agresivo, caracterizado por presencia de iones tales como cloruros, tendrá resistividades bajas, por la alta facilidad de transportación iónica.

x

Existen diversos métodos que permiten prevenir y proteger del ataque corrosivo, la protección catódica es uno de los métodos anticorrosivos más utilizados para proteger tuberías. No obstante, el sistema de protección catódica, va acompañado de sistema de protección adicional como revestimientos y pinturas. (Roberge, 2000). La protección catódica aprovecha el mismo principio electroquímico de la corrosión, transportando un gran cátodo a una estructura metálica. Para este fin será necesaria la utilización de fuentes de energía externa mediante el empleo de ánodos auxiliares, que difunden la corriente suministrada por un transformador-rectificador de corriente. El objeto de esta tesis es el presentar y explicar en forma resumida y secuencial el proceso de la corrosión y el sistema de control conocido como Protección Catódica que es aplicado en las tuberías de agua contra incendio en la estación de bombeo Amazonas 1 del OCP.

xi

ABSTRACT

This study was conducted at the pumping station Amazonas 1 Heavy Crude Pipeline (OCP), located in Lago Agrio in order to perform an analysis of a cathodic protection system for the control of corrosion in piping system fire water. The corrosion phenomenon is produced because the building materials, especially metals, are obtained from stable mineral species under natural conditions. Once extracted and exposed to environmental conditions tend to stabilize chemical and energy. Therefore, corrosion is the destruction of a metal through the interaction with an environment (for example, soil or water) by an electrochemical process, that is, a reaction which involves an electrical current flow and ion exchange. The rate at which a material is slowly and continuously corrodes all depending on the environment where you are, as time passes it is creating a thin layer of material at the surface, which are initially formed as spots until they appear imperfections in the metal surface. This mechanism is analyzed from a thermodynamic electrochemical indicates that the metal tends to return to the primitive state or low energy, being corrosion thus causing large economic losses in buried facilities. In practice it is commonly used the value of the electrical resistivity of the soil as an index of their aggressiveness, such an aggressive ground, characterized by the presence of ions such as chlorides, have low resistivities, on the high ease of ionic transport. There are several methods to prevent and protect from corrosive attack, cathodic protection corrosion is one of the methods used to protect pipes. However, the cathodic protection system, is accompanied by additional protection system as coatings and paints. (Roberge, 2000).

xii

Cathodic protection advantage of the same principle of electrochemical corrosion, transporting a large cathode to a metallic structure. To this end the use of external energy sources through the use of auxiliary anodes, which broadcast the current supplied by a transformer-rectifier is required. The purpose of this thesis is to present and explain in compact and sequentially process and corrosion control system known as cathodic protection that is applied in fire water pipes in the pumping station Amazonas 1 OCP.

xiii

CAPITULO I

1. INTRODUCCIÓN La corrosión es un problema que aqueja a todas las industrias y en algunos casos puede ser más complicado que en otros, por ejemplo en industrias que operan con tuberías que transportan fluidos, tanto gaseosos como líquidos, que generalmente están en contacto directo con un electrolito a lo largo de grandes distancias. La protección catódica es una técnica de control de la corrosión que se aplica en el mundo entero en instalaciones de ductos para transportar petróleo, productos terminados, agua, etc. En la práctica, se puede aplicar protección catódica en metales como acero, cobre, plomo, latón y aluminio en contacto con todos los suelos y con casi todos los medios acuosos con el objeto de controlar o eliminar el deterioro por corrosión en todas sus formas (bajo tensión, intergranular, picadura, ataque generalizado, etc.). Como condición fundamental, las estructuras componentes del objeto a proteger y del elemento de sacrificio deben mantenerse en contacto eléctrico e inmerso en un electrolito. Los estudios de protección catódica usualmente emplean potenciales de reducción; consiste en disminuir el potencial (más negativo) del metal a proteger por debajo de un valor definido para cada metal en el que termodinámicamente no hay corrosión electroquímica. La protección catódica es el único medio preventivo que asegura la inmunidad del metal contra la corrosión; además, se neutraliza toda corriente que circula por la estructura y que origina corrosión (corrientes vagabundas).

1

1.1. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA La corrosión es un fenómeno inevitable a largo plazo si no se toman las precauciones adecuadas. Puede debilitar la integridad estructural de la tubería y convertirla en un vehículo inseguro para el transporte de cualquier tipo de fluidos. El deterioro de las tuberías, la pérdida de las características originales del material en su parte exterior debido al ambiente en el que se encuentran generan que el tiempo de vida útil se acorte. La corrosión es la principal causa de fallo en las conducciones de fluidos. El fallo de una tubería puede tener múltiples consecuencias como pérdida del fluido, daños en las instalaciones, contaminación, e incluso puede llegar a suponer un riesgo para las vidas humanas.

1.2. JUSTIFICACIÓN La corrosión está presente tanto en ductos como en equipos metálicos utilizados diariamente en la industria petrolera, por lo cual la corrosión como tal es un problema el cual podemos solucionar con métodos como la aplicación de protección catódica y un estudio técnico para mejorar el control de la corrosión ya que es imposible eliminarla. En este trabajo se presenta un panorama de lo que representa la corrosión, y sus formas de prevenirla utilizando protección catódica, ya que a nivel mundial, es uno de los fenómenos más transcendentales en la economía debido a que la corrosión equivale 1.5% al 3.5% del Producto Nacional Bruto en numerosos países. Un equipo metálico con la debida protección anticorrosiva por diferentes medios en la industria petrolera tiene una vida útil promedio de hasta 25 años.

2

Por el contrario, sin ninguna protección anticorrosiva su vida útil puede ser de 6 meses, provocando pérdidas económicas e impactos ambientales.

1.3. OBJETIVOS 1.3.1. OBJETIVO GENERAL Análisis de un sistema de protección catódica para las tuberías del sistema de agua contra incendios de la Estación de bombeo Amazonas 1 del Oleoducto de Crudos Pesados (OCP), para control de la corrosión.

1.3.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS 

Determinar los factores que influyen en la corrosión de las tuberías del sistema de agua contra incendios, para diseñar un sistema efectivo que controle la misma.



Describir el proceso de funcionamiento del sistema de protección catódica.



Establecer un criterio de diseño del Sistema de Protección catódica, de acuerdo a las características y necesidades que se presente, para proteger

las tuberías de agua contra incendio de la estación de

bombeo Amazonas 1 del OCP.

1.4. VARIABLES 1.4.1. VARIABLE DEPENDIENTE El tipo de material utilizado en la construcción de las tuberías de agua contra incendios.

3

1.4.2. VARIABLE INDEPENDIENTE Análisis del tipo de protección que es utilizado en las tuberías de agua contra incendios. (Protección catódica).

4

2. MARCO TEÓRICO

2.1. CORROSIÓN 2.1.1 Definición Consiste en el deterioro de un material, comúnmente un metal, como resultado de las reacciones de éste con su ambiente. (NACE, 2002). También puede ser definida como la destrucción o alteración de un metal debido a la reacción con el medio ambiente, la corrosión de metales es un proceso electroquímico. De igual manera puede definirse como la tendencia que tienen los metales a volver a su estado combinado, es decir al estado en que se encuentran en la naturaleza, que es termodinámicamente hablando, el estado estable o de menor energía potencial. (Palacios, 1999). La corrosión de metales es un proceso electroquímico y establece un grave problema en las industrias y especialmente en la industria petrolera, donde existe una multitud de agentes corrosivos que atacan las tuberías, equipos y las deterioran teniendo que tomar medidas en cuanto a prevención y mantenimiento. La corrosión disminuye el tiempo de vida de muchos equipos y esto ocasiona gastos enormes de operación para el reemplazo de los mismos siendo un gran problema por interrupción de la producción.

2.2. FUENTE DE VOLTAJE La fuente de voltaje en el proceso de corrosión es la cantidad de energía almacenada en el metal durante el proceso de refinación, por tanto cada metal requiere diferente energía para ser refinado, en consecuencia tiene distinta tendencia a corroerse. La medida de voltaje de un metal localizado en una solución acuosa se denomina el potencial que se relaciona con la energía desplegada cuando el material se consume, los valores son función

5

tanto del metal como de las características fisicoquímicas del agua que es medido con respecto al electrodo de hidrógeno en condiciones originales. La siguiente tabla da algunos de los potenciales, la misma que es conocida como la serie electromotriz de los metales:

Tabla 1. Tabla de la Serie de Fuerza Electromotriz de los Metales

Fuente. Peabody, A. W. (1967)

Cuanto más bajo (negativo) sea el potencial de un metal, más fácilmente resultará corroído; del mismo modo cuando mayor sea la diferencia de potencial entre los dos metales en contacto, tanto mayor será la corrosión galvánica producida entre ambos, siempre en perjuicio del de menor potencial. Esta es la razón por la cual el Oro y el Platino se encuentran comúnmente en la naturaleza en estado puro, mientras que el Hierro, Aluminio y Magnesio se encuentran en estado combinado y generalmente como óxidos.

6

2.3. CELDA DE CORROSIÓN Para que el proceso de corrosión se active, se requiere la existencia de un circuito eléctrico el cual está formado por 4 elementos, considerados indispensables en un proceso de corrosión: 

Ánodo:

El ánodo es un electrodo de la celda electroquímica o pila de corrosión, y es el sitio en el cual existe pérdida de metal, por la reacción de oxidación que básicamente es la pérdida de uno o más electrones, que pasan a ser iones positivos. Fe



Fe++

+

2e-

Cátodo:

Es aquella porción de la superficie metálica que no se disuelve, pero es el sitio en el cual ocurre otra reacción química necesaria para el proceso de corrosión. Los electrones viajan por la superficie metálica hacia el área catódica donde son consumidas por reacción con los iones presentes en el agua. El consumo de electrones se denomina reacción de reducción. 2H+

+

2e-

H2

En presencia de oxígeno se da las siguientes reacciones: Para medios ácidos: O2

+

4H+

+

4e-

2H2O

Para medios neutros o alcalinos: O2

+

2H2O +

4e-

4(OH)-

7



Electrolito:

Está, representado por la solución que cubre el ánodo y cátodo o la fase acuosa,

sin

la

cual

no

podrían

ejecutarse

reacciones

descritas

anteriormente. El agua debe ser conductiva, es decir tener una cantidad de sales disueltas (electrolito), a mayor concentración de sales disueltas, mayor capacidad conductiva del agua. 

Puente Metálico:

Debe ser un material, tal que uniendo ánodo y cátodo permita el flujo de electrones. En el caso de una superficie metálica corroída, el mismo metal es el conductor electrónico. Esta combinación de ánodo, cátodo, electrolito, y puente metálico se denomina celda de corrosión.

Figura 1. Celda de corrosión Fuente. (Curso práctico de corrosión metálica, 2008)

8

Entonces, el aspecto esencial de una reacción electroquímica es: Los electrones generados por una reacción química en cualquier punto, viajan a otro punto donde son usados por otra reacción. Por convención se dice que la corriente eléctrica fluye en dirección opuesta al viaje de los electrones. Entonces, como los electrones fluyen desde el área anódica hacia el área catódica, la corriente eléctrica fluye en dirección opuesta, desde el cátodo hacia el ánodo.

2.4. FACTORES QUE INFLUYEN EN LA CORROSIÓN Hay innumerables factores que influyen en la corrosión ya sea acelerándola o causándola. Los más importantes son: a). Temperatura b). Velocidad de flujo c). Oxígeno disuelto d). pH e). Humedad f). Sales disueltas Además existen otros factores que influyen en la corrosión: tipo de material, diferencia de potencial entre materiales diferentes, relación del tamaño cátodo – ánodo.

2.4.1. Temperatura Los cambios de temperatura tienen gran influencia sobre la velocidad de corrosión en el agua. Como se conoce, un aumento de la temperatura incrementa la velocidad de reacción. Generalmente un incremento de diez

9

grados centígrados en la temperatura duplica la velocidad de reacción, es decir la velocidad de corrosión se duplica.

Figura 2. Efecto de la temperatura en la velocidad de corrosión Fuente. (Herrera y Paspuel, 2007)

2.4.2. Velocidad de flujo La velocidad de flujo de agua o gas, es otro de los factores que afectan la corrosión sobre la superficie del metal. En aguas estancadas, generalmente la velocidad de corrosión es baja, pero puede ocurrir que se forme corrosión localizada o pitting. Algunos movimientos en un sistema corrosivo causan corrosión más uniforme en forma de capas además del pitting. A altas velocidades, la turbulencia ocasiona la remoción de la película protectora formada por productos de corrosión, entonces la corrosión es más intensa. Sistemas que posean áreas de alta y baja velocidad, permite la depositación de lodos o de sólidos en suspensión en los sitios de baja velocidad. Estos depósitos de lodo pueden restringir la difusión del oxígeno produciéndose la corrosión debajo del depósito.

10

Figura 3. Efecto de la velocidad del fluido en la velocidad de corrosión Fuente. (Herrera y Paspuel, 2007)

2.4.3. Oxígeno disuelto La sustancia que ocasiona mayores problemas en la industria petrolera es el oxígeno disuelto en el agua. A tekmperaturas ordinarias, en aguas neutras o casi neutras, la presencia del oxígeno es necesaria para la aparición de velocidades apreciables de corrosión. A medida que se aumenta la concentración de oxígeno en el agua, se incrementa la velocidad de corrosión. La velocidad de corrosión depende de la transferencia de oxigeno del aire al agua y de esta al metal. Esta velocidad no parece muy alta si se compara con la causada por el ataque acido, pero el permanente suministro de aire asegura que la reacción de corrosión perdure por un largo periodo de tiempo. Las soluciones salinas son más corrosivas que las aguas frescas. La corrosión es proporcional a la cantidad de oxígeno disuelto en ella. La solubilidad del O2 es dependiente de la concentración salina.

11

Figura 4. Efecto en metales por la presencia de oxígeno

Fuente. (Ramos, 2010)

2.4.4. pH Una característica importante de los electrolitos es el pH, que depende de la naturaleza química y que es además, un factor externo que gobierna la velocidad de corrosión. Se sabe que cuando el CO2 se disuelve en agua, se ioniza para formar ácido carbónico el cual actúa bajando el pH, haciéndolo ácido. Este acido entonces ataca al metal produciendo corrosión. El H2S también actúa como un ácido débil y la corrosión procede como una forma de corrosión ácida. Como una regla general, las soluciones ácidas son más corrosivas que las neutras o soluciones alcalinas. Por tanto el pH es una de las variables más importantes de la solución que influencian la corrosión.

12

Para determinar el grado de seriedad del ataque corrosivo se aplica la siguiente tabla: Tabla 2. Referencia de velocidades de corrosión de acuerdo al pH

Fuente. (Cáceres, 1991)

2.4.5. Humedad El agua a baja temperaturas corroe a las superficies metálicas, modificando el medio electrolito y facilitando la formación de celdas de corrosión. Las sustancias disueltas en agua pura causan una corrosión suave en el hierro. Por el contrario el agua que es usada en la industria petrolera depende del tipo de sustancia disuelta en ella para determinar si puede corroer o no, como el caso del cloruro de sodio, el dióxido de carbono, el ácido sulfúrico y el oxígeno aumentan la corrosión, que puede ser prevenida mediante el uso o aplicación de inhibidores.

13

2.5. FORMAS DE CORROSION ENCONTRADAS EN LAS TUBERIAS 2.5.1. Corrosión debido a celdas de composición o por metal distinto 2.5.1.1. Celda de corrosión por metales diferentes Cuando se conectan piezas hechas de diferente metal en un electrolito se produce una diferencia de potencial y se origina corrosión. Por ejemplo, cuando se tiene una válvula de latón en una tubería de acero, la válvula es catódica y la tubería anódica, resultando en la corrosión de la tubería. Otro ejemplo de este tipo de celda de corrosión es cuando una tubería de cobre se conecta a una tubería de acero, el acero o hierro fundido es anódico respecto del cobre. En el punto donde la tubería de cobre es conectada a la de acero se produce un flujo de electrones del acero al cobre. Esto resulta en la corrosión del acero y en la relativa protección del cobre.

Figura 5. Corrosión de tuberías debido a materiales diferentes. Fuente. (Zambrano, 2010)

14

Figura 6. Corrosión de tuberías debido a materiales diferentes. Fuente. (Zambrano, 2010)

2.5.1.2. Celda formada por una tubería antigua- tubería nueva Este problema se ha experimentado en un sistema de distribución por tuberías cuando ha sido necesario reemplazar una sección de tubería en un viejo sistema. El reemplazamiento se hace generalmente por encontrarse dañada o averiada por la corrosión. El caso más frecuente es cuando una tubería nueva se conecta con una línea vieja, la tubería nueva es siempre anódica y su corrosión dependerá del tipo del suelo y área relativa entre el cátodo y el ánodo. Si pequeños tramos de tubería nueva son instalados en una línea vieja, la corrosión se producirá a ritmos acelerados debido a que el pequeño ánodo tendrá que suplir la corriente requerida por la comparativamente, mayor área del cátodo, conformada por la línea vieja.

15

Figura 7. Corrosión de una tubería nueva debido a su conexión a una tubería vieja. Fuente. (Cáceres, 1991)

2.5.1.3. Corrosión debido a rayaduras en la superficie del metal Otro tipo común de celda galvánica es la que resulta debido a rayaduras en la superficie del metal. Los rayones debido a herramientas se convierten en áreas anódicas al ser enterrada la línea. Lo mismo ocurre con las superficies pulidas de las roscas que quedan al descubierto al ensamblarse con otros accesorios o tuberías. Bajo ciertas condiciones, estas celdas pueden ser muy destructivas debido a la proporción tan desfavorable entre las regiones anódicas y catódicas. Es importante notar que en el caso de tubería galvánica cuando esta sufre rayaduras, puede no corroerse debido a que el zinc es anódico respecto del material expuesto y lo protege.

16

Figura 8. Corrosión debido a rayaduras en la superficie del metal Fuente. (Zambrano, 2010)

2.5.1.4. Corrosión por calentamiento debido a soldaduras Este tipo de corrosión se manifiesta en las secciones donde se han unido piezas por medio de soldadura, el diferencial de temperatura a la que se someten durante el proceso de unión crea microestructuras, las cuales difieren del resto del material y poseen una tendencia a producir corrosión. En todos los casos encontrados, tanto en las uniones de las tuberías así como en la unión de las diferentes piezas que conforman un tanque, el proceso de corrosión se inicia en los puntos de soldadura.

2.5.2. Corrosión por concentración (diferencias en el electrolito) 2.5.2.1. Corrosión por suelos diferentes La corrosión de una tubería puede originarse debido a variaciones en la composición del suelo a lo largo de la longitud, como se muestra en la figura 9. La tubería en contacto con el suelo de menor resistividad o, sea, el más corrosivo, se comparará, anódicamente.

Después de ser colocada y enterrada puede entrar en contacto con porciones de tierra de diferente tipo de suelo. Estas celdas se originan debido a variaciones del tipo de suelo en función de la profundidad, su mezclada, y uso de esta mezcla de suelos como relleno. Estas celdas su pueden prevenir, utilizando arena limpia como relleno.

17

Figura 9. Corrosion por suelos diferentes Fuente. (Zambrano, 2010)

Corrosión debido a variaciones en el suelo a causa de excavaciones, nivelación de tierras o por la mezcla de suelos de diferente tipo con material de relleno.

Figura 10. Corrosión debido a variaciones en el suelo Fuente. (Zambrano, 2010)

18

2.5.2.2. Corrosión por aireación diferencial Otra fuente importante de celda de corrosión es la condición referida como aireación diferencial. Supongamos que tenemos una tubería enterrada en un suelo uniforme, pero en algunas áreas de la línea existe un suministro de oxígeno (bien aireada) mientras en otras áreas existe deficiencia de oxigeno (pobremente aireada).

Bajo estas condiciones, la tubería en el suelo bien oxigenado, será catódica y el tubo en el suelo pobremente aireado será anódico y se corroerá.

Figura 11. Corrosión por aireación diferencial Fuente. (Cáceres, 1991)

2.5.3. Corrosión por picadura (pitting) Es una forma de corrosión localizada, la cual resulta en agujeros o cavidades que se inician en la superficie metálica.

Estas cavidades pueden ser llenadas por productos de corrosión, estos a su vez pueden formar cápsulas sobre las cavidades, las cuales son descritas

19

como tubérculos. En la siguiente figura se puede observar esta forma de corrosión.

Figura 12. Formas y variaciones de la corrosión por picadura Fuente. (Pierre, 2000)

Las cavidades con agujeros generalmente tienen la forma de un orificio cónico o hemisférico y sus paredes son irregulares cuando son vistas bajo un microscopio.

El picado ha causado más de una pérdida inesperada por corrosión que cualquier otro tipo ya que se presenta de manera imprevista y una vez iniciada es difícil de controlar, además es una forma de corrosión muy peligrosa, porque muy poca pérdida total de peso es suficiente para destruir un material o un equipo de producción.

El picado generalmente ocurre sobre una superficie metálica sumergida en una solución o ambiente húmedo como el suelo, o también sobre una superficie expuesta a la atmósfera si hay gotas de humedad o películas de condensado sobre la superficie metálica. 20

2.5.4. Corrosión dulce o por dióxido de carbono (CO2) Es uno de los principales problemas que sufre la industria petrolera, ya que ocasiona deterioro severo en los equipos e instalaciones de producción, almacenaje y transporte. El material de construcción más utilizado por su bajo costo es el acero al carbono, el cual es más propenso a ser atacado por la corrosión, debido a la presencia de un alto contenido de dióxido de carbono (CO2), éste en presencia del agua libre es muy corrosivo, por la producción de debido a ácido carbónico (H2CO3). A medida que la presión parcial de CO2 aumenta, las velocidades de corrosión se incrementan. La reacción describe el proceso se observa a continuación: CO2 + H2O

H2CO3

El ácido carbónico reacciona con el hierro y otros productos: Fe + H2CO3

Fe CO3 + H2

El dióxido de carbono (CO2) en presencia del agua libre es muy corrosivo, debido a que produce ácido carbónico (H2CO3). A medida que la presión parcial de CO2 aumenta, las velocidades de corrosión incrementan.

Figura 13. Corrosión causada por CO2 Fuente. (Ramos, 2010)

21

2.5.5. Corrosión ácida por sulfuro de hidrógeno (H2S) El H2 S es un gas que se disuelve en agua, en pequeñas cantidades puede crear un medio muy corrosivo. El producto de la corrosión es el sulfuro de hierro, un depósito negro, el que se forma mediante la siguiente reacción: Fe + H2S

FeS + H2

El acero es anódico en relación al FeS por lo que este depósito incrementa la corrosión formando canales profundos, así a esto se suma la acción del hidrógeno atómico formado por el proceso de corrosión el cual se difunde a través de los límites de los granos del metal, para luego combinarse a H2, causará efecto de ampollamiento y pérdida de espesor que daría lugar a una menor resistencia del material y que falle por rotura, a esta corrosión se la conoce como corrosión amarga o agria. Al haber mayor cantidad de H2S hay incremento de la acidez del agua cuando está disuelto en ella ya que la presencia de iones hidrógeno conducen a la formación de sulfuro de hierro aumentando la velocidad de corrosión.

Figura 14. Corrosión causada por H2S Fuente. (Ramos, 2010) 22

2.5.6. Corrosión bacteriológica Definida como el proceso resultante de la actividad de organismos vivos. Usualmente por sus procesos de ingestión de nutrientes y eliminación de desperdicios que son ácidos o hidróxidos corrosivos que atacan el material. (Palacios, 1999). Aunque el hierro por lo general no sufre corrosión apreciable en aguas naturales, en algunos medios se encuentran velocidades de corrosión anormalmente elevadas. Se ha rastreado la causa de estas elevadas velocidades hasta relacionarlas con la presencia de Bacterias reductoras de sulfatos (sporovibrio desulfuricans). Las bacterias sulfato reductoras con un tamaño aproximado de 1x 4 micras y de forma redondeada se encuentran muy extendidas en muchas aguas y suelos y florecen sólo bajo condiciones de escasa o nula aireación y en una zona aproximada de pH comprendida entre 5,5 y 8,5. (Uhlig’s, 2000) Las bacterias reductoras de sulfatos reducen con facilidad los sulfatos inorgánicos a sulfuros en presencia de H2 o materia orgánica, proceso que se facilita por la presencia de una superficie de hierro, estas bacterias son causantes de grandes daños en la industria petrolera en el transporte de crudo. Las bacterias sulfato reductoras entre otros microorganismos vivos ya sea aerobios o anaerobios provienen directamente del yacimiento, se encuentran en el agua asociada al crudo. Para la determinación de bacterias se realiza un ensayo de inoculación, a través de viales bacteriológicos.

23

Figura 15. Características del ataque por bacterias Fuente. (NALCO “Corrosión en la Industria Petrolera”, 2007)

2.5.7. Corrientes vagabundas Las corrientes vagabundas pueden definirse como una corriente que circula hacia una estructura, ésta corriente no forma parte del circuito eléctrico previsto y crean una perturbación eléctrica en la estructura metálica mediante un intercambio de corriente entre la estructura y el medio electrolítico. La magnitud, de estas corrientes, es variable y depende esencialmente de la naturaleza y funcionamiento de la fuente que las emite. La corrosión se produce siempre en los lugares en donde la corriente sale de la estructura que ha recorrido, provocando una disolución anódica tanto más peligrosa cuanto más localizada esté.

24

Figura 16. Mecanismo de corrosión de una tubería por efecto de las corrientes vagabundas que provienen de un sistema de tracción eléctrica Fuente. (Royuela, 1991)

Según la Ley de Faraday, el peso de metal corroído es proporcional a la cantidad de corriente que se descarga desde el metal hacia el electrolito. La corrosión por corrientes vagabundas es un gran problema, ya que por lo general son corrientes muy grandes. Mientras que la corrosión provocada por otras causas puede generar algunos miliamperios de corriente, una corriente vagabunda puede ser de varios cientos de amperios. Una corriente de 100 amperios como puede ser una corriente de transporte ferroviarios destruiría 9100 kg (2000 libras) de acero en un año. Por lo tanto, al encontrar una corriente vagabunda, es necesario encontrar la fuente que la origina e implementar una solución.

25

2.5.7.1. Fuentes Las corrientes vagabundas pueden producirse por cualquier sistema que conduce una corriente eléctrica. Las fuentes más típicas de corrientes vagabundas son: 

Sistemas de protección catódica en estructuras enterradas o sumergidas cercanas a la estructura a proteger.



Sistemas de soldadura en donde la conexión a tierra de la estructura está a alguna distancia de los electrodos de soldadura.



Líneas de transmisión eléctrica.

2.6. MONITOREO Y EVALUACIÓN DE LA CORROSIÓN El monitoreo de la corrosión, por su parte, emplea una variedad de técnicas destinadas a determinar qué tan corrosivo es el ambiente del sistema y a que tasa o rapidez se experimenta la pérdida de metal. La medición de la corrosión es un método cuantitativo por medio del cual la efectividad de las técnicas de control y prevención de la corrosión pueden ser evaluadas y proveer la retroalimentación necesaria para optimizarlas. Existe una amplia variedad de técnicas para la medición de la corrosión, las cuales incluyen:

2.6.1. Métodos directos Los métodos directos son los siguientes: a) Inspección visual b) Inspección Ultrasónica

26

c) Calibradores de perfil para la corrosión d) Tramos cortos de prueba e) Radiografías

2.6.2. Métodos indirectos a) Cupones de corrosión b) Probetas de resistencia eléctrica c) Probetas de polarización lineal

2.6.2.1. Cupones de corrosión La técnica de pérdida de peso (cupón de corrosión), es la más simple y la más conocida de todos los métodos de monitoreo de corrosión. Esta técnica se basa en la exposición por un tiempo determinado de una muestra (cupón) del mismo material de la estructura supervisada, en el mismo ambiente corrosivo al que la estructura está expuesta. Los cupones de corrosión tienen diferentes presentaciones y van de acuerdo a las necesidades del sistema como se muestra a continuación.

27

Figura 17. Tipos de cupones de corrosión Fuente. (NACE International, 2003)

La medición obtenida de los cupones al analizarse es la pérdida de peso que ocurre en la muestra durante el período de tiempo al que ha sido expuesto, expresada como tasa de corrosión. Estos cupones se colocan de manera paralela al fluido para controlar el desgaste a través del tiempo, por lo general se colocan primero que los cupones de escala, para evitar la turbulencia que estos provocan y no obtener datos equivocados. Cuando se hace la evaluación de los cupones, se saca y se lava con xileno, HCl (15%), agua destilada, agua carbonatada, y por último con IPA; una vez hecho esto se hace secar y se pesa en la balanza analítica, por diferencia de pesos se saca la velocidad de corrosión usando la siguiente fórmula:

28

Ecuación 2.1- Cálculo velocidad de corrosión

Dónde: CR: Velocidad de corrosión promedio (mpy). mpy: milésimas de pulgada por año W: Pérdida de peso (g). A: Área inicial de la superficie expuesta del cupón (pulg2). T: Tiempo de exposición (días). D: Densidad de la aleación (g/cm3).

Tabla 3. Referencia de velocidades de corrosión

Insignificante

0,1

Leve

2-5

0,15 - 0,2

Moderada

5 - 10

0,20 - 0,35

Severa

0,5 - 1

Fuente. (Gordillo y Santana, 2008)

29

La simplicidad de esta medición es tal, que la técnica de monitoreo con cupones es el método básico utilizado en muchos programas de inspección de la corrosión. Esta técnica es extremadamente versátil, debido a que los cupones de pérdida de peso pueden ser fabricados en cualquier aleación comercial disponible. Entre las ventajas que nos proporcionan los cupones de pérdida de espesor son: 

La técnica es aplicable a todos los ambientes (gases, líquidos y flujos con partículas sólidas).



Puede realizarse inspección visual.



Los depósitos de incrustación pueden ser observados y analizados.



La pérdida de peso puede ser fácilmente determinada y la tasa de corrosión puede ser fácilmente calculada.



La corrosión localizada puede ser identificada y medida.



La eficiencia de los inhibidores pueden ser fácilmente determinada.

En un típico programa de monitoreo, los cupones son expuestos entre unos 45 a 90 días antes de ser removidos para análisis de laboratorio. Una de la desventaja de la técnica de cupones es que, si la tasa de corrosión varía durante el período de exposición, es decir, si se incrementa o disminuye por alguna causa, dicho evento pico no sería evidenciado en el cupón, sin poderse determinar su duración y su magnitud.

2.6.2.2. Probetas de polarización lineal La técnica LPR está basada en una teoría electroquímica compleja. Para su aplicación en mediciones industriales, ha sido simplificada a un concepto básico. En términos fundamentales, un pequeño voltaje (o potencial de polarización) es aplicado a un electrodo en solución. La corriente necesitada para mantener una tensión (típicamente 10mV) es directamente proporcional a la corrosión en la superficie del electrodo sumergido en la solución. Por

30

medio de la medición de la corriente, la tasa de corrosión puede ser deducida.

La ventaja de la técnica LPR es que la medición de la tasa de corrosión es hecha instantáneamente. Esta es una herramienta más poderosa que las probetas E/R o los cupones cuando la medición fundamental no es la pérdida de metal si no la tasa de corrosión, y cuando no se desea esperar por un período de exposición para determinarla.

La desventaja de la técnica LPR es que esta sólo puede ser ejecutada exitosamente en medios acuosos electrolíticos. Las probetas LPR no funcionan en gases o emulsiones de agua/crudo, en donde los electrodos puedan asentarse depósitos o impurezas que les impidan actuar debidamente Los electrodos en este tipo de probetas son hechos de un material similar al del sistema que se va a evaluar. Las probetas deben ubicarse cuidadosamente donde se sospecha la corrosión está ocurriendo para obtener lecturas que representen el verdadero desgaste que el sistema experimenta. Así como un cupón muestra diferentes medidas de corrosión cuando no se instala perpendicular al flujo, la probeta puede rendir lecturas distintas que dependen de las posiciones de los electrodos en el sistema. Ambos electrodos siempre deben estar siempre en contacto con el flujo para producir una lectura de velocidad de corrosión confiable. La colocación apropiada de la probeta permite el contacto directo del flujo hacia los electrodos Para estudiar corrosión general los electrodos deben llegar hasta la mitad del fluido. Si se quiere estudiar una corrosión localizada en la pared de la tubería se deben localizar los electrodos cerca del borde de las tuberías. La posición para instalar los electrodos es de 45º con referencia a la línea de flujo como se muestra a continuación en la figura 18. 31

Figura 18. Instalación recomendada para LPR Fuente. (Gordillo y Santana, 2008)

Los electrodos, cuando están nuevos tienen las siguientes medidas: 3/16 pulg de diámetro x 1 ¼ pulg de longitud. Como en los electrodos se produce la corrosión, el diámetro de estos disminuye en el punto donde esta reducción comienza a afectar las lecturas de corrosión y, entonces, deben ser reemplazados los electrodos. Se recomienda hacer la sustitución cuando el diámetro al menos es reducido a menos de 5/32 pulg.

Los electrodos, cada vez que van a ser colocados, deben manipularse con una tela o un papel limpio para evitar que se contaminen.

Los electrodos deben estar sumergidos 100% todo el tiempo en un electrolito o corriente conductivo. Por consiguiente la probeta no debe ser instalada en ambientes donde:

32

- Los electrodos estén en burbujas de aire atrapadas o cavidades con aire - Medios Bifásicos - Medios o corrientes no conductivos - Altas formaciones de depósitos no conductivos Las probetas de polarización lineal son conectadas mediante un cable a un instrumento llamado CORRATER, que permite directa y exactamente determinar lecturas de velocidad de corrosión de menos de un mpy (0,025 mm por año) y por encima de 100 mpy (2,5 mm por año) en pocos minutos.

El método de las LPR, trabaja extremadamente bien para medidas de corrosión en líquidos eléctricamente conductivos, aunque no puede ser utilizado en hidrocarburos puros o gases.

2.6.2.2.1. Corrater El corrater ha sido diseñado para mejorar y facilitar las operaciones que permitan un mejor control de la corrosión en soluciones electroconductoras

Este método de determinar la corrosión es general en referencia a las probetas de polarización lineal.

Un corrater es un instrumento que determina medidas de corrosión a partir de una pequeña diferencia de potencial aplicada entre dos o tres electrodos.

Dentro de ciertas limitaciones, esta corriente puede relacionarse a la proporción de la corrosión en general. Además, los sistemas del corrater pueden medir también la tendencia a producirse corrosión por picadura.

El Rohrback Cosasco System Model RCS9000, es un instrumento que mide la proporción de corrosión con el método de LPR. Puede usarse en líneas de agua o gas.

33

Es así que tiene dos medidas: estándar y flush, ambas formas tienen opción para dos o tres electrodos.

Figura 19. Corrater Rohrback Cosasco System Model RCS9000 Fuente. (Tamayo, 2009)

       

34

CAPITULO III

3. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA ESTACIÓN AMAZONAS 1. La Estación de bombeo Amazonas 1 se encuentra ubicada en el Cantón Lago Agrio Provincia de Sucumbíos, a 330 msnm, con una Capacidad de transporte de 410.000 barriles por día, y cuenta con: 

4 tanques de almacenamiento de 300.000 barriles cada uno



6 skids se medición



5 hornos



5 bombas principales



5 bombas de refuerzo



1 Sistema de Generación eléctrica



Sistema de medición de salida



Sistema contra incendio de agua y espuma.



Sistema de abierto y cerrado para controlar los fluidos que salen de la estación.

Figura 20. Ubicación geográfica Fuente. (Valencia, 2009)

35

ESTACIÓN AMAZONAS 1

Figura 21. Ubicación de la Estación de bombeo Amazonas 1, con respecto a las demás estaciones del OCP Fuente. (OCP)

3.1. Descripción del proceso La operación de transporte de crudo pesado del OCP se inicia con el arribo del hidrocarburo de los usuarios por medio del oleoducto secundario a la estación Amazonas a 5km de la ciudad de Nueva Loja. Al llegar a la estación pasa por un sistema de ingreso y medición del crudo, así se cuantifica el ingreso del producto que entrega cada empresa. Luego de este proceso el crudo es enviado a uno de los cuatro tanques de almacenamiento, la capacidad total neta de la estación es de 1.200.000 barriles. Para iniciar su transporte el crudo es calentado indirectamente por un sistema de recirculación de aceite térmico e intercambio de calor. Las bombas principales dan el impulso necesario para que el crudo tenga la presión suficiente para iniciar el recorrido.

36

Figura 22. Estación de bombeo Amazonas 1 Fuente. (OCP)

3.2. SISTEMAS DE AGUA CONTRA INCENDIOS El sistema de agua contra incendios en la estación Amazonas 1 del OCP, consta de los siguientes equipos según la NORMA PE-SHI-018 (Sistemas de agua contra incendios para instalaciones petroleras).

3.2.1. Tanque de almacenamiento Los

requerimientos

de

agua

contra

incendio

para

tanques

de

almacenamiento, se establecen en base al consumo de agua para la generación de espuma. Adicionalmente, se deberán agregar los consumos de agua de enfriamiento para el tanque incendiado y los tanques adyacentes. La aplicación del agua requerida para el enfriamiento del tanque incendiado y los tanques adyacentes, podrá efectuarse mediante el uso de monitores, mangueras, o sistemas fijos de agua pulverizada. 37

En ningún caso, el requerimiento total de agua contra incendios en una instalación de almacenamiento, será menor de 227 m3/h (2.000 GPM).

3.2.2. Sistema de bombeo de agua Deberá disponerse de un mínimo de dos (2) grupos de bombeo accionado por sistemas motrices diferentes. Cada grupo con capacidad para suministrar un cincuenta por ciento (50% del caudal de diseño a la presión de descarga de 10,5 kg/cm2 (50 lbs/pulg2). Este requerimiento podrá ser cubierto con grupos de bombeo accionados por motores eléctricos, motores diesel o turbinas a vapor. En todo caso, un grupo de bombeo deberá accionarse con motor diesel. Adicionalmente, deberá disponerse de una capacidad de bombeo accionada por motor diesel, tal que en caso de mantenimiento de alguna de las bombas del arreglo típico mencionado en (a), o de falla eléctrica, se garantice el cien por ciento (199%) de la capacidad de diseño.

Resulta conveniente no especificar bombas contra incendio con capacidad mayores a los 900 m3/h (4.000 gpm), ni inferiores a 113 m3/h (500 gpm).

Para el caso de utilizarse motores diesel, la capacidad mínima del tanque de combustible deberá ser suficiente para garantizar un funcionamiento continuo de seis (6) horas, en condiciones de máxima potencia.

3.2.3. Bombas centrifugas La característica principal que deberán satisfacer las bombas centrífugas para uso contra incendio, es la de presentar una curva de presión versus caudal relativamente plana. Esto garantizará un nivel de presión estable para diferentes caudales de operación, facilitando la operación de varias bombas en paralelo.

38

No se deberán usar bombas de tipo reciprocante para sistemas de agua contra incendio. Se usarán bombas centrífugas horizontales y verticales, dependiendo de la altura de succión disponible desde la fuente de abastecimiento.

Figura 23. Bomba centrifuga Fuente. (OCP, Estación de bombeo Amazonas 1)

3.2.4. Red de distribución Conjunto de tuberías, válvulas y accesorios, que permiten la conducción del agua desde las fuentes de alimentación hasta los puntos de conexión de cada sistema de protección contra incendios. Las tuberías principales de la red de agua contra incendios, se tenderán a nivel del terreno, convenientemente soportadas y ancladas de acuerdo a normas y prácticas aprobadas de ingeniería. Las tuberías principales se enterrarán únicamente en puntos críticos, tales como cruces con carreteras o vías de acceso. Cuando se determine que las tuberías y/o ramales interiores, pueden estar sometidos a daños por incendio/explosión, serán enterrados o protegidos adecuadamente. Las tuberías serán de acero al carbono, según ASTM A-53 Gr. B, ASTM A106 Gr. B o API-5L Gr. B., Sch. 40 como mínimo.

39

Se deberá prestar especial atención a la protección del sistema de tuberías frente a la corrosión, tanto interna como externa, particularmente en tramos enterrados, o cuando se instalen en ambientes corrosivos.

Figura 24. Tubería de agua contra incendio Fuente. (OCP, Estación de bombeo Amazonas 1)

3.2.5. Monitores Dispositivo fijo, portátil o móvil, de accionamiento manual, remoto o automático, diseñado para descargar un caudal de agua o espuma en forma de chorro directo o niebla. Los monitores fijos son dispositivos que permiten la aplicación de agua/espuma para combate de incendios, que pueden ser puestos rápidamente en operación sin necesidad de conectar mangueras, ni estar constantemente atendidos.

Por estas razones, en instalaciones con poco personal, se consideran los dispositivos

básicos

de

protección.

Estos

monitores

se

ubicarán

40

estratégicamente de forma tal que faciliten y hagan más efectivas las labores del combate de incendios y el enfriamiento de los equipos.

Los monitores estarán dotados con boquillas del tipo chorro-niebla, con capacidad mínima de 113 m3/h (500 gpm) a una presión de 7 kg/cm2 (100 Ibs/pulg2). En la ubicación de estos dispositivos deberá tomarse en cuenta el alcance del chorro de descarga a la presión de entrada, la velocidad y dirección del viento.

Los monitores deberán ubicarse a una distancia no menor de 15 metros (50 pies) de los equipos que protegen. En instalaciones de difícil acceso, deberá considerarse la instalación de monitores accionados a control remoto y/o en estructuras elevadas cuando sea necesario.

Figura 25. Monitores fijos para agua Fuente. (OCP, Estación de bombeo Amazonas 1)

41

3.2.6. Sistemas de agua pulverizada Estos sistemas fijos de agua contra incendio, se usa comúnmente en la protección de equipos de proceso y estructuras, tanques y recipientes de líquidos y gases inflamables, equipos eléctricos y equipos rotativos. En general, un sistema de agua pulverizada puede usarse eficazmente para lograr, o una combinación, de los siguientes objetivos:

a) Extinción del incendio b) Control del incendio c) Protección contra incendios externos d) Prevención del incendio

Un sistema fijo de agua pulverizada consiste fundamentalmente en un conjunto de tuberías, conectadas a un suministro confiable de agua y equipadas con número suficiente de boquillas para la descarga de agua en forma de neblina, sobre el equipo protegido.

La conexión a la red de alimentación, se realiza mediante una válvula automática y/o manual en dos (2) sitios diferentes, preferiblemente opuestos, del anillo de agua contra incendio.

Figura 26. Sistema de rociadores para tanques Fuente. (Lira, 2009)

42

3.2.7. Sistema de espuma El sistema de espuma está conformado por un tanque de químico para la formación de espuma, una bomba de inyección a diesel y el sistema proporcionador de espuma. El agua se mezcla con la espuma concentrada por una bomba presurizadora en una proporción adecuada, luego la mezcla se dirige hacia el formador de espuma, la cual induce aire a la corriente de agua concentrada que circula por éste, para luego generar y expandir el líquido espumógeno para combatir un posible incendio.

Figura 27. Sistema de espuma Fuente. (OCP, Estación de bombeo Amazonas 1)

El sistema de espuma-agua alimenta a los monitores de espuma y a los tanques de almacenamiento de la estación pasando previamente por el foam-maker,

la espuma ingresa a

los tanques de

lavado

y de

almacenamiento para formar un colchón de espuma que permitirá sofocar el incendio desde su interior y los monitores enfriarán las paredes de los tanques desde el exterior mediante chorros de agua a presión.

43

3.2.7.1. Espuma Fluoroproteínica Espuma elaborada a partir de un concentrado de proteínas hidrolizadas, modificadas con aditivos surfactantes fluorados. Este tipo de espuma presenta cierta resistencia a la contaminación con hidrocarburos, por lo cual resulta adecuada para la aplicación sub-superficie en tanques.

Figura 28. Monitores fijos para espuma Fuente. (OCP, Estación de bombeo Amazonas 1)

3.2.8. Carretes de mangueras Son dispositivos que contienen una manguera enrollada en un soporte o carrete metálico rotatorio, que permiten la rápida aplicación de agua por parte de un solo operador. Su utilidad fundamental es el control de fuegos incipientes en áreas con presencia habitual de personal. Una manguera de 15 ó 30 metros de largo y 37,5 mm (1,5 pulgadas) de diámetro. La manguera debe ser del tipo no colapsable, de forma que permita la salida del chorro de agua aún estando completamente enrollada.

44

El material de la manguera será neopreno y otro material aprobado, y la presión mínima de diseño de 18 kg/cm2 (250lbs/pu12).

Figura 29. Carretes de mangueras Fuente. (OCP, Estación de bombeo Amazonas 1)

45

CAPITULO IV

4. ANÁLISIS DEL AGUA UTILIZADA EN EL SISTEMA DE AGUA CONTRA INCENDIOS DE LA ESTACIÓN DE BOMBEO AMAZONAS 1 DEL OCP. Se realiza el análisis del agua (Amazonas inmisión industrial, doméstico), la cual es utilizada en el sistema de agua contra incendios de la Estación de bombeo Amazonas 1, con el propósito de determinar si el agua utilizada es de carácter incrustante o corrosiva y así escoger el mejor método de control contra lola corrosion.

Tabla 4. Análisis de muestras de agua Estación de bombeo Amazonas 1

VALORES ACTUALES ANALISIS DE MUESTRAS DE AGUAS

Amazonas Inmisión industrial, doméstico

ubicación coordenadas UTM

E0286592; N0010554

fecha toma de la muestra

24/08/2013

cod. identif. Muestra laboratorio PARAMETROS

OE-12-03-33-A-2

UNIDADES

ACTUAL

mg/l