COMPARACIÓN DE SISTEMAS DE MONITOREO DE CORROSIÓN EN LA INDUSTRIA DEL PETROLEO Y GAS (Parte A)

El sector de la industria del petróleo y del gas ha implementado varias opciones y estrategias para la detección y monitoreo de corrosión en los últimos 50 años. Alguno de estos enfoques están muy bien consolidados, otros, en cambio, están emergiendo.

Este artículo tiene el propósito de clarificar los pros y los contras de distintos enfoques para el monitoreo de corrosión en términos de detección e implementación dentro de la estrategia de integridad y costes.

a) Sondas ER (Electric Resistance)

Las sondas ER han sido aplicadas en la industria del petróleo y del gas desde hace varias décadas y son, por lo tanto, un enfoque bien establecido para el monitoreo de la corrosión. 

Las sondas ER son elementos intrusivos capaces de medir las tasas de corrosión en función de la variación de la resistencia eléctrica con el tiempo. Un elemento con punta de metal se introduce en el fluido y su valor de resistividad eléctrica se registra externamente, ya sea a través de un "data logger" ó de forma inalámbrica. La corrosión de la puntas de metal se usa para inferir la velocidad de corrosión experimentada por la estructura de metal. Este enfoque de monitoreo de corrosión es sencillo de utilizar, no requiere un personal altamente entrenado y además está bien regulado. 

Sin embargo, las sondas ER se ven afectadas por una serie de deficiencias que se enumeran a continuación:

• Las sondas ER son intrusivas, por lo tanto aumenta el riesgo de fallo durante el montaje y durante su funcionamiento. Como la punta necesita ser reemplazada por lo menos cada 3 años, la recuperación y el reemplazo es crítico; varios incidentes de seguridad han sido registrados en la industria de petróleo y gas durante operaciones de este tipo.
• La instalación de sondas ER no se puede llevar a cabo durante las operaciones normales.
• La posición en la que la corrosión se mide en la sonda, en la mayoría de los casos no experimenta el mismo nivel de corrosión que la pared de la tubería.
• Afecta al flujo interno ya que la sonda ER introducida dentro del fluido desvía el flujo y podría inducir a “corrosión downstream”.
• Se ve afectada por el fluido ya que algún deposito viscoso que tendería a cubrir la punta puede ocultar la verdadera corrosión de la pared del tubo.
• No funciona bien con corrosión localizada.
• En lugares enterrados es necesaria la excavación antes de la extracción. Esto aumenta enormemente los costos de mantenimiento.
• Sólo se aplica a la corrosión interna.

b) Cupones de corrosión

Los cupones de corrosión se han utilizado desde hace 50 años en la industria del petróleo y gas y son herramientas bien conocidas para el monitoreo de corrosión. Los cupones están hechos de una aleación de metal pesado introducido en el fluido procesado. A medida que el cupón de metal se corroe, pierde peso. El cupón se recupera más adelante y se sustituye por uno nuevo en un tiempo razonable (relacionado con la tasa de corrosión esperada). El cupón se manda al laboratorio para medir su peso y calcular la pérdida de metal.

Los cupones de corrosión son una manera sencilla para obtener la tasa de corrosión. Aun así, tienen todas las desventajas ya mencionadas para las sondas ER y otras adicionales que se mencionan a continuación:

• Costos de mantenimiento muy elevados, ya que el cupón debe ser extraído muy frecuentemente (una vez al mes por ejemplo). 
• Mayores riesgos debido al frecuente acceso intrusivo. 
• La medición es solamente un promedio en el periodo utilizado, así que podría no tener sentido si la tasa de corrosión cambia con mayor rapidez que el intervalo de recuperación. 
• La superficie del cupón metálico está bien pulida y tal vez se ve afectada por la corrosión de manera completamente diferente en comparación con la estructura bajo examen. 
• Las empresas suelen colocar estos cupones en lugares en los cuales son fáciles de instalar debido a la frecuente extracción de las mismas, en vez de lugares donde la ubicación es más significativa. Por ejemplo, a lo largo de la tubería por encima del suelo en lugar de la parte enterrada, o en el sentido horario 12 en vez del sentido horario 6. Estas malas prácticas son muy comunes y disminuyen enormemente la efectividad de una campaña de monitoreo de corrosión basada en cupones de corrosión

c) Lecturas UT manuales

El ultrasonido manual es probablemente el enfoque más utilizado para “monitorear” la corrosión de activos de petróleo y gas. La técnica requiere un transductor ultrasónico para estar cerca o en contacto de la estructura que va a ser examinada. El espesor se mide localmente basándose en el tiempo empleado por la onda ultrasónica para pasar por el espesor del metal y ser reflejada por la superficie opuesta del metal.

La técnica es muy conocida y ampliamente aplicada. Como requiere acceso directo a la estructura en estudio y la medición es limitada hasta el punto que se está midiendo, el acceso debe ocurrir en casi la totalidad de los activos para poder llevar a cabo este tipo de mediciones. Por lo tanto, este enfoque no es adecuado para tuberías enterradas donde se utilizan herramientas más complejas como PIG e ILI.

Las refinerías o plantas grandes pueden requerir la inspección de más de 200.000 puntos de inspección. Esta es una tarea inmensa, especialmente considerando el tema del acceso (andamios, la eliminación del aislamiento y el restablecimiento de las condiciones normales de operación).

Por lo tanto, está generalmente aceptado que la mayoría de los puntos se midan únicamente cada 5 años. Esto puede no ser suficiente para asegurar una operación segura de la planta, incluso en el mejor de los casos, en que los puntos elegidos sean los realmente representativos de la corrosión general.

Las lecturas UT manuales sólo se enfocan en algunos de los problemas potenciales de corrosión en refinerías y plantas, y tienen varias desventajas:

• La corrosión externa, la corrosión bajo aislamiento y la corrosión bajo soportes, no son identificables mediante herramientas UT estándar.
• La repetibilidad de los datos es muy limitada. Así, por ejemplo, en el libro ASM International sobre “La corrosión en la industria petroquímica” se informa que “la incertidumbre en las lecturas es de aproximadamente 0,5mm (0.02in), pero esto puede ser aún mayor si la condición de acceso y preparación de la superficie es menos que óptima”. Debido al hecho de que el punto bajo examinación puede no ser exactamente igual (incluso una diferencia de pocas milésimas de pulgadas puede causar diferentes lecturas), además se utilizan procedimientos distintos, se utilizan equipos distintos y diferentes operadores llevan a cabo la inspección, los resultados tienen una gran dispersión y en algunos casos son totalmente incoherentes ya que pueden mostrar, por ejemplo, un incremento en el espesor. Aunque los operadores de planta estarían encantados de ver que el espesor de sus activos va en crecimiento, por desgracia es imposible…
• El acceso a la ubicación del objeto de medición puede ser costoso debido a los andamios y al aislamiento. Por ejemplo, es bien sabido que el coste de acceso excede del 90% del coste total de la inspección cuando consideramos tuberías aisladas en lugares elevados.

d) UT de Largo Alcance (Ondas Guiadas)

UT de Largo Alcance (LA) u Ondas Guiadas de LA, es una técnica emergente que permite la detección de corrosión externa e interna desde una localización remota. Las ondas mecánicas de baja frecuencia son estimuladas sobre la estructura y los cambios en la sección transversal causan ecos. Estos ecos se registran y se vinculan con las características geométricas de la tubería que se está examinando, para así poder detectar la corrosión. La técnica se aplica principalmente en tuberías. Las ventajas de este enfoque son que no se necesita acceso directo a la estructura bajo examinación, el área inspeccionada es muy grande en comparación con el método UT, y puede detectar tanto corrosión externa como interna. Aun así, existen varias desventajas:

• El rango se ve afectado por la geometría de la tubería, el fluido dentro de la tubería (incluyendo los depósitos), el material externo (ej. Tierra) y el recubrimiento.
• Solo puede detectar manchas grandes de corrosión. No es útil para picaduras localizadas.
• No da una medición directa de la perdida de espesor del metal, solo una indicación de la presencia de una anomalía.
• No se puede utilizar para detectar de forma confiable la corrosión en la proximidad inmediata de otras características de las tuberías (tales como soldaduras, soportes de tuberías, ramales y similares).
• Depende enormemente de las habilidades del operador.

e) PIG e ILI

PIG e ILI son herramientas que permiten inspeccionar tuberías desde el interior. Estas herramientas están equipadas con varios tipos de tecnologías de detección y medición (como por ejemplo UT y MFL) las cuales proporcionan valores de espesor en varias localizaciones alrededor de la circunferencia y a lo largo de la longitud de la tubería. La ventaja de utilizar este tipo de herramientas es la gran porción de tubo inspeccionado en comparación a cualquier otra técnica. Aun así, hay varias deficiencias:

• La mayoría de los activos dentro de las refinerías y plantas no son adecuados para ser inspeccionados usando PIG o ILI.
• Un gran porcentaje de las tuberías de transmisión no son piggable.
• La inspección sólo puede ser periódica ya que hay involucrados unos costes muy elevados, normalmente se realiza cada 5 años. Esto afecta a la capacidad de detectar problemas de corrosión debido a cambios en el fluido o en condiciones externas.

Hasta acá la parte A de este articulo sobre la comparación de los distintos métodos de monitoreo para la corrosión en la industria petrolera y del gas. Los animamos a no perderse la parte B, que expone una solución innovadora, practica y muy confiable de hacer el monitoreo de la corrosión.

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