analis de espesoresz]

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS

ANÁLISIS Y DESARROLLO DEL SISTEMA DE EVALUACIÓN DE LOS

TANQUES DE ALMACENAMIENTO DEL DEPÓSITO DE COMBUSTIBLES

DE RIOBAMBA PARA DETERMINAR EL GRADO DE CORROSIÓN DE LOS

MISMOS

PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGA EN PETRÓLEOS

REALIZADO POR:

SILVIA CAROLINA OBANDO BURBANO

DIRECTOR DE TESIS:

ING. RAÚL BALDEÓN

QUITO, 25 DE ENERO DEL 2010

II

De la realización del presente trabajo se responsabiliza única y estrictamente a la

autora.

SILVIA CAROLINA OBANDO BURBANO

III

CERTIFICACIÓN

Certifico que bajo mi dirección el presente trabajo fue realizado en su totalidad por

SILVIA CAROLINA OBANDO BURBANO.

Ing. Raúl Baldeón

DIRECTOR DE TESIS

IV

Carta de la Empresa

V

DEDICATORIA

Dedico esta tesis:

A nuestro padre celestial por ser el único dueño de nuestras vidas y

de nuestros pensamientos, por ser el maestro entre los maestros,

por estar día a día en cada paso de mi vida guiándome hacia la

excelencia.

Dedico esta tesis a mis padres porque con el amor más grande del

mundo, han sabido guiarme en cada paso de mi vida, depositando

su confianza en mí, haciendo sus más grandes esfuerzos para que

pueda cumplir mis sueños. A mis hermanos por su apoyo y cariño

incondicional que hace que este logro sea nuestro. A mis amados

abuelitos por creer en mí y en que este momento llegaría.

Silvia Carolina

VI

AGRADECIMIENTOS

A Dios por orientarme y guiarme en cada paso de mi vida, para

cumplir mis metas.

A mi familia por toda la confianza depositada en mí, y por cada

uno de sus esfuerzos para que pudiera seguir adelante con un logro

más de mi vida.

Al Ing. Raúl Baldeón mi director de tesis por su paciencia y

amistad, por compartir sus conocimientos y contribuir así en mi

enriquecimiento profesional.

A todos los ingenieros de mi carrera de Tecnología de Petróleos de

LA UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL, que día a

día nos dieron lo mejor de sus conocimientos, y de la misma

manera su apoyo y su amistad para llegar a cumplir este logro.

A mis amigos que pusieron su granito de arena en el transcurso de

mi carrera, además por enseñarme una vez más que en la

universidad también existen los mejores amigos.

Silvia Carolina

VII

RESUMEN

El presente trabajo tiene como objetivo principal dar a conocer el tipo de mantenimiento

que se realiza en el depósito de combustibles de Riobamba perteneciente a

Petrocomercial, para evitar la corrosión en los tanques de almacenamiento, consta de

seis capítulos que harán referencia a:

En el primer CAPÍTULO (I) se definen los objetivos, justificación del tema y los

métodos con los cuales se llevó a cabo esta tesis.

En el segundo CAPÍTULO (II) se definen generalidades de corrosión como conceptos

básicos e imprescindibles para entender los procesos de corrosión, propiedades de los

materiales, condiciones ambientales y del medio en que se encuentra el metal.

En el tercer CAPÍTULO (III) se exponen los diferentes medios en los que se encuentran

expuestos los diferentes materiales y su manera de corroerse en ellos. Al igual que se

plantea los diferentes métodos usados para controlar el proceso de corrosión.

En el cuarto CAPÍTULO (IV) se expone la norma de Petroecuador para realiza una

limpieza adecuada en tanques de almacenamiento, como también se plantea los

sistemas de mantenimiento de tanques con el propósito de evitar incendios, fugas de

combustible a causa de corrosión y de la misma manera los diferentes tipos de

protección

El quinto CAPÍTULO (V) describe el proceso de revisión y mantenimiento de tanques

del depósito de combustibles de Riobamba perteneciente a Petrocomercial, y el tipo de

protección que se realiza para evitar la corrosión.

VIII

Finalmente en el sexto CAPÍTULO (VI) y de acuerdo al trabajo de investigación

desarrollado, se enumeran algunas conclusiones y recomendaciones, anexos en los que

se muestran algunas de las normas aplicables al mantenimiento de tanques.

IX

SUMMARY

The present work has as main objective to give to know the maintenance type that is

carried out in the deposit of fuels of Riobamba belonging to Petrocomercial, to avoid

the corrosion in the storage tanks, it consists of six chapters that will make reference to:

In the first CHAPTER (I) they are defined the objectives, justification of the topic and

the methods with which you carries out this thesis.

In the second CHAPTER (II) they are defined generalities of corrosion like basic and

indispensable concepts to understand the processes of corrosion, properties of the

materials, environmental conditions and of the means in that he/she is the metal.

In the third CHAPTER (III) it is exposed the different means in those that are exposed

the different materials and their way of corroding in them. The same as he/she thinks

about the different methods used to control the process of corrosion.

In the fourth CHAPTER (IV) the standard of Petroecuador is exposed for he/she carries

out a cleaning adapted in storage tanks, as well as he/she thinks about the systems of

maintenance of tanks with the purpose of avoiding fires, leaks of fuel because of

corrosion and in the same way the different protection types

The fifth CHAPTER (V) it describes the revision process and maintenance of tanks of

the deposit of fuels of Riobamba belonging to Petrocomercial, and the protection type

that he/she is carried out to avoid the corrosion.

X

Finally in the sixth CHAPTER (VI) and according to the developed investigation work,

it enumerates some conclusions and recommendations, annexes in those that some are

shown from the applicable standard to the maintenance of tanks.

XI

ÍNDICE DE CONTENIDO

DECLARACIÓN PERSONAL……………………………………………………….II

CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR……………..………………………………..III

CARTA DE LA EMPRESA………………………………………………………….IV

DEDICATORIA………………………………………………………………………V

AGRADECIMIENTOS………………………………………………………………VI

RESUMEN…………………………………………………………………………...VII

SUMMARY…………………………………………………………………………...IX

ÍNDICE DE CONTENIDO............................................……………………………..XI

ÍNDICE GENERAL……....……………………………………………………...…XII

ÍNDICE DE TABLAS…………………………………………………………......XXII

ÍNDICE DE GRÁFICOS.………………………………………………………...XXIV

XII

ÍNDICE GENERAL

CAPÍTULO I ............................................................................................................ 1

1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................... 2

1.1 OBJETIVO GENERAL ..................................................................................... 3

1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ........................................................................... 3

1.3 JUSTIFICACIÓN .............................................................................................. 4

1.4 IDEA A DEFENDER ......................................................................................... 5

1.5 MARCO DE REFERENCIA ............................................................................. 6

1.5.1 Marco teórico ................................................................................................ 6

1.6 VARIABLES ...................................................................................................... 6

1.7 METODOLOGÍA ............................................................................................. 6

1.7.1 Técnica de investigación ............................................................................... 7

CAPÍTULO II .......................................................................................................... 8

2. GENERALIDADES ............................................................................................. 9

2.1 DEFINICIÓN ..................................................................................................... 9

2.2 PROCESOS DE CORROSIÓN ...................................................................... 10

2.3 LA CORROSIÓN Y TERMODINÁMICA .................................................... 10

2.4 CINÉTICA QUÍMICA Y CORROSION. ...................................................... 11

2.5 LA CORROSIÓN COMO REACCIÓN ELECTROQUÍMICA ................. 11

2.6 NATURALEZA DE LOS FENÓMENOS ...................................................... 11

2.7. CICLO ENERGÉTICO DEL ACERO ......................................................... 12

2.8 SERIE GALVÁNICA DE LOS ELEMENTOS ............................................ 13

XIII

2.9 CELDA DE CORROSIÓN ............................................................................. 15

2.9.1 Ánodo ........................................................................................................... 15

2.9.2 Cátodo .......................................................................................................... 15

2.9. 3 Puente metálico .......................................................................................... 16

2.9.4 El electrolito ................................................................................................ 16

2.10. FACTORES QUE INFLUYEN EN LA CORROSIÓN .............................. 16

2.10.1 Temperatura ............................................................................................. 16

2.10.2 Velocidad de flujo ..................................................................................... 17

2.10.3 pH ............................................................................................................... 17

2.10.4 Humedad ................................................................................................... 17

2.10.5 Sales disueltas ............................................................................................ 18

2.10.5.1 Gases disueltos en agua .................................................................. 19

2.10.5.1.1 Oxígeno Disuelto ...................................................................... 19

2.10.5.1.2 .Gases que generan acidez ....................................................... 21

2.10.5.1.2.1 Dióxido de Carbón Disuelto ........................................... 21

2.10.5.1.2.2 Ácido Sulfhídrico Disuelto (H2S) ................................... 22

2. 10.6 Presión ...................................................................................................... 23

2.11 POTENCIAL ELÉCTRICO DE LOS METALES ...................................... 23

CAPÍTULO III ....................................................................................................... 24

3. TIPOS DE CORROSIÓN Y SU CONTROL ...................................................... 25

3.1 TIPOS DE CORROSIÓN ............................................................................... 25

3.1. 1. Corrosión de acuerdo a su naturaleza .................................................... 26

3. 1.1.1 Corrosión seca a temperatura elevada .......................................... 26

XIV

3.1.1.1.1 Oxidación al aire o en presencia de gases de combustión ...... 26

3.1.1.1.1.1 Mecanismo de oxidación a temperatura elevada ........... 26

3.1.1.1.1.2A Aleaciones resistentes a la corrosión

a altas temperaturas ............................................... 26

3.1.1.1.1.3. Ataque por los gases procedentes de la combustión del

fuel. .................................................................................... 29

3.1.1.1.1.4. Influencia de las cenizas del fuel oil en la corrosión de

los aceros ........................................................................... 29

3.1.1.1.2. Corrosión por el hidrógeno a presión y temperaturas

altas ........................................................................................... 30

3.1.1.1.3. Corrosión por el sulfuro de hidrógeno a altas temperaturas y

presión ...................................................................................... 31

3.1.1.2 Corrosión en medio ácido ............................................................... 33

3.1.1.2.1. Mecanismo de la corrosión en medio ácido ............................ 33

3.1.1.2.2 Corrosión ácida en presencia de sulfuro de hidrógeno .......... 34

3.1.1.2.2.1 Penetración de hidrógeno atómico en los aceros ............ 35

3.1.1.2.2.2 Formas de prevenir el ataque, mediante soluciones

metalúrgicas ................................................................... 36

3.1.1.2.2.3. Soluciones químicas ......................................................... 36

3.1.1.2.3 Empleo de los aceros inoxidables en medio ácido ................... 36

3.1.1.2.3.1. Pasividad ........................................................................... 37

3.1.1.2.3.2 Protección anódica ............................................................ 37

XV

3.1.1.2.4. Corrosión de los aceros inoxidables

austeníticos bajo tensión ................................................ 37

3.1.1.2.4.1 Estudio del medio corrosivo ............................................. 38

3.1.1.2.4.2 Mecanismo del desarrollo de la corrosión

bajo tensión .................................................................. 38

3.1.1.3. Corrosión húmeda .................................................................................. 39

3.1.1.3.1 Naturaleza del agua ....................................................................... 40

3.1.1.3.1.1. Oxígeno disuelto ..................................................................... 40

3.1.1.3.1.2. Equilibrios carbónicos ........................................................... 42

3.1.1.3.1.3. Agresividad ............................................................................. 43

3.1.1.3.1.4. Dureza ..................................................................................... 43

3.1.1.3.1.5 Otras sales disueltas ................................................................ 44

3.1.1.3.2. Temperatura ................................................................................. 45

3.1.1.3.3. Velocidad de circulación .............................................................. 47

3.1.2 Corrosión de acuerdo a la apariencia del metal corroído ....................... 49

3.1.2.1 Corrosión uniforme ......................................................................... 49

3.1.2.2 Corrosión localizada ......................................................................... 49

3.1.2.2.1 Corrosión microscópica ............................................................. 49

3.1.2.2.1.1 Corrosión galvánica .......................................................... 50

3.1.2.2.1.2 Corrosión por erosión ....................................................... 50

3.1.2.2.1.2. 1 Corrosión por cavitación ............................................ 51

3.1.2.2.1.3 Corrosión diseminada o picado (Pitting) ........................ 51

3.1.2.2.1.3. 1 Celdas de aereación diferencial ................................. 52

XVI

3.1.2.2.1.3. 2 Corrosión bajo depósitos ............................................ 52

3.1.2.2.1.4 Selectiva .............................................................................. 52

3.1.2.2.1.5 Rendijas .............................................................................. 52

3.1.2.2.2 Corrosión microscópica ............................................................. 53

3.1.2.2.2.1 Corrosión intergranular .................................................. 53

3.1.2.2.2.2 Corrosión por esfuerzo ..................................................... 53

3.1.2.2.2.3 Corrosión por ataque por hidrógeno .............................. 54

3.1.2.2.2.4. Corrosión causada por fatiga .......................................... 55

3.1.3 Corrosión microbiológica (También microbiana o biológica) ................ 55

3.1.4 Haz (corrosión por zona térmicamente Afectada) .................................. 56

3.1.5 Corrosión en la producción del petróleo .................................................. 56

3.1.5.1 Corrosión por Oxígeno ..................................................................... 56

3.1.5.2 Corrosión dulce (por CO2) ............................................................... 58

3.1.5.3 Corrosión Agria (por H2S) .............................................................. 59

3.1.6 Corrosión por bacterias ............................................................................. 60

3.2 MÉTODOS DE CONTROL DE LA CORROSIÓN ..................................... 61

3.2.1 Aplicación de inhibidores de corrosión..................................................... 61

3.2.1.1 Definición de inhibidores de corrosión..………………………….61

3.2.1.2 Condiciones generales para el uso de inhibidores ........................ 62

3.2.1.3. Métodos de monitoreo y evaluación de performance de los

inhibidores de corrosión ........................................................... 63

3.2.1.3.1 Inspección de equipo .................................................................. 63

3.2.1.3.1 1 Análisis y Registro de fallas .............................................. 63

XVII

3.2.1.3.1.2 Inspección de Tuberías en Talleres especializados ........ 63

3.2.1.3.1.3 Inspecciones Directa en Tuberías instaladas .................. 63

3.2.1.3.2. Métodos por pérdida de peso ................................................... 64

3.2.1.3.2.1 Cupones y testigos ............................................................. 64

3.2.1.3.3 Métodos eléctricos/electroquímicos .......................................... 65

3.2.1.3.3 .1 Probetas de Resistencia a la Polarización Lineal .......... 65

3.2.1.3.3.2 Analizador Potentiodyne .................................................. 66

3.2.1.3.3.3 Probetas de Resistencia Eléctrica .................................... 66

3.2.1.3.3.4 Probetas Galvánicas .......................................................... 67

3.2 .2. Protección catódica ................................................................................... 67

3.2.3 Pinturas anticorrosión. ............................................................................... 67

CAPÍTULO IV ....................................................................................................... 70

4. TANQUES DE ALMACENAMIENTO ........................................................... 71

4. 1 INSPECCIÓN DE TANQUES SEGÚN LA NORMA API 653 .................. 71

4. 2 INSPECCIONES DE TANQUES SEGÚN LA NORMA SHI-016 DE

PETROECUADOR (ANEXO # 2) .............................................................. 72

4.3 INCENDIOS Y EXPLOSIONES .................................................................... 72

4.3.1 Fuego ............................................................................................................ 72

4.3.2 Clasificación de los Incendios .................................................................... 73

4.3.3 Prevención y Control de incendios en Tanques de Crudo ..................... 74

4.3.3.1 Muro de contención o Muro cortafuegos ....................................... 74

4.3.3.2 Red de agua de Contra-incendios.................................................... 77

4.3.3.3 Sistema de Espuma ........................................................................... 77

XVIII

4.3.3.4 Químicos Secos .................................................................................. 79

4.3.3.5 Hidrocarburos Halogenados ........................................................... 79

4.3.4 Sistemas de alarma contra incendio ......................................................... 80

4.4. CORROSIÓN EN LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO ............... 81

4.4.1 Generalidades .............................................................................................. 81

4.4.1.1 Corrosión ........................................................................................... 81

4.4.1.2 Clases de corrosión presentes en los tanques ................................ 82

4.4.1.3 Lixiviación selectiva .......................................................................... 84

4.4.1.4 Causas de la corrosión ..................................................................... 84

4.4.1.5 Métodos para reducir la corrosión en los tanques de

almacenamiento ............................................................................ 86

4.4.1.5.1Protección catódica en tanques de almacenamiento ................ 90

4.4.1.5.1.1 Protección catódica por ánodos de sacrifico ................... 91

4.4.1.5.1.2 Protección catódica por corriente impresa ..................... 92

4.4.1.5.1.3 Diseño para protección catódica de tanques ................... 92

4.4.1.5.2 Recubrimientos industriales ..................................................... 94

4.4.1.5.2.1 Recubrimientos metálicos ................................................. 94

4.4.1.5.2.2 Pintura ................................................................................ 94

4.4.1.5.2.2.1 Clasificación de las pinturas según

sus propiedades ................................................ 95

4.4.1.5.2.2.2 Espesor del sistema de pinturas ................................. 96

4.4.1.5.2.2.3 Adhesión de la pintura ................................................ 97

4.4.1.5.2.3 Métodos de aplicación ...................................................... 98

XIX

4.4.1.5.2.4 Medidas de seguridad para el pintado de tanques ......... 98

CAPÍTULO V......................................................................................................... 99

5. DEPÓSITO DE COMBUSTIBLES DE PETROCOMERCIAL-

RIOBAMBA ................................................................................................ 100

5.1 DEPÓSITO DE PRODUCTOS LIMPIOS RIOBAMBA............................ 100

5.1.1. Estructura del Terminal de productos limpios ..................................... 101

5.1.2. Unidad de seguridad industrial y protección ambiental ...................... 103

5.1.3. Laboratorio de control de calidad .......................................................... 103

5.1.4. Instalaciones de apoyo ............................................................................. 104

5.1.5. Clientes...................................................................................................... 105

5.1.6. Logros y proyectos ambientales ............................................................. 105

5.1.7. Certificaciones .......................................................................................... 105

5.1.8. Proyectos en ejecución ............................................................................. 105

5.2. REPORTE DE INSPECCIÓN DE CORROSIÓN EN TANQUES DE

ALMACENAMIENTO DEL TERMINAL RIOBAMBA ......................... 106

5.2.1 Antecedentes .............................................................................................. 106

5.2.2 Inspección ultrasónica mediante medición de espesores ....................... 106

5.2.2.1 Inspección tanque TR-01 ............................................................... 106

5.2.2.1.1 Inspección visual del tanque TR-01. ....................................... 107

5.2.2.1.1. 1 Área exterior .................................................................. 107

5.2.2.1.2 Medición de espesores en el tanque TR-01 .......................... 1111


5.2.2.2.1 Inspección visual del tanque TR-02 ........................................ 113

XX

5.2.2.2.1.1 Área exterior del tanque TR-02 ..................................... 113

5.2.2.2.1.2 Medición de espesores del tanque TR-02 ...................... 115




5.2.2.3.2 Medición de espesores del tanque TR-05 ............................... 119




5.2.2.4.2 Medición de espesores del tanque TR- 09 .............................. 123

CAPÍTULO VI ..................................................................................................... 124

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................. 125

6.1 CONCLUSIONES .......................................................................................... 125

6.2 RECOMENDACIONES ................................................................................ 127

GLOSARIO DE TÉRMINOS ............................................................................. 128

BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................. 132

ANEXOS ............................................................................................................... 133

ANEXO # 1 ............................................................................................................ 133

NORMA API 653 TANK INSPECTION, REPAIR, ALTERATION, AND

RECONSTRUCTION……………………………………………………….....133

ANEXO # 2 ............................................................................................................ 142

XXI

NORMA PETROECUADOR SHI-016, SECCIÓN 5

PROCEDIMIENTOS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL PARA

EFECTUAR LIMPIEZA DE TANQUES ............................................ 142

XXII

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA # 1 Potenciales (mV) de los metales respecto al electrodo de referencia de

Cu/CuSO4……………………………………………………………....14

TABLA # 2 Comparación de las aleaciones con respecto al óxido……………….27

TABLA # 3 Reducción de la corrosión en los equipos de cabeza de la torre

mediante inyección de inhibidor………...……………………………34

TABLA # 4 Fórmulas utilizadas para determinar la velocidad de corrosión con el

uso de cupones…………………………………………………………64

TABLA # 5 Distancia entre tanques……………………………………………….75

TABLA # 6 Comparación entre varios tipos de detectores de llama…………….80

TABLA # 7 Comparación de los diferentes métodos de control…………………88

TABLA # 8 Espesores sugeridos en función de la agresividad del

medio…………………………………………………………………...97

TABLA # 9 Área de almacenamiento…………………………………………….101

TABLA # 10 Distribución de bombas……………………………………………...102

TABLA # 11 Promedio de productos despachados……………………………….102

TABLA # 12 Datos generales del tanque TR-01………………………………….107

TABLA # 13 Análisis de espesores del tanque TR-01……………………………111

TABLA # 14 Datos generales del tanque TR-02………………………………....112

XXIII

TABLA # 15 Análisis de espesores del tanque TR-02…………………………....115

TABLA # 16 Datos generales del tanque TR-05……………………………….....116

TABLA # 17 Análisis de espesores del tanque TR-05……………………………119

TABLA # 18 Datos generales del tanque TR-09…………………………………120

TABLA # 19 Análisis de espesores del tanque TR-09………………………........123

XXIV

ÍNDICE DE GRÁFICOS

GRÁFICO # 1 Proceso de refinación y corrosión del hierro………………...10

GRÀFICO # 2 Ciclo energético del acero……………………………………..12

GRÁFICO # 3 Toma de potencial de un metal……………………………….13

GRÁFICO # 4 Corrosión de gases comunes en soluciones de agua…………19

GRÁFICO # 5 Casos de corrosión por oxígeno………………………………20

GRÀFICO # 6 Corrosión por el ácido sulfhídrico……....................................23

GRÁFICO # 7 Comparación entre los aceros al cromo y aleaciones Fe-Al en

función de la temperatura…………….…………………........28

GRÁFICO # 8 Ataque de ácido sulfhídrico…………………………………..33

GRÁFICO # 9 Superficie metálica oxidada (calamina) rayada

mecánicamente...........................................................................41

GRÁFICO # 10 Influencia del oxígeno disuelto en la corrosión por la

salmuera (Variación de la corrosión en función de la salinidad

(T = 21 °C))………………………………………………….....45

GRÁFICO # 11 Corrosión del acero por el agua en función de la

temperatura…………………………………............................46

GRÁFICO # 12 Corrosión del cinc por el agua destilada en función de la

temperatura……………………………………………………47

XXV

GRÁFICO # 13 Efecto de la velocidad de circulación sobre la corrosión del

cupro-níquel 70-30…………………………………………....48

GRÁFICO # 14 Representación de los granos de un determinado metal…....53

GRÁFICO # 15 Corrosión en techos de los tanques……………………….….57

GRÁFICO # 16 Corrosión en el casing…………………………………………60

GRÁFICO # 17 Instalación fija típica de un formador de espuma de alta

contrapresión…………………………………………………..78

GRÁFICO # 18 Componentes esenciales para la corrosión galvánica……….83

GRÁFICO # 19 Reducción de la corrosión a través de los diseños de

construcción……………………………………………………89

GRÁFICO # 20 Polarización de los cátodos……………………………………90

GRÁFICO # 21 Protección catódica por ánodos de sacrificio en tanques de

almacenamiento de agua............................................................91

GRÁFICO # 22 Protección catódica por corriente impresa en tanques de

almacenamiento..........................................................................92

GRÁFICO # 23 Flujograma para el diseño de protección catódica……..........93

GRÁFICO # 24 Instalaciones del Depósito de Combustibles de Riobamba...100

GRÁFICO # 25 Tanque TR-01 gasolina extra………………………………..106

GRÁFICO # 26 Afloramiento de óxido………………………………………..108

GRÁFICO # 27 Abombamiento de pintura en el tanque TR-01…………….108

XXVI

GRÁFICO # 28 Soldaduras incompletas del tanque TR-01………………….109

GRÁFICO # 29 Juntas inadecuadas en el tanque TR-01…………………….109

GRÁFICO # 30 Desprendimiento de pintura por el óxido…………………..110

GRÁFICO # 31 Corrosión generalizada………..………………………….....110

GRÁFICO # 32 Tanque TR-02….………………………..……………….…..112

GRÁFICO # 33 Desprendimiento de pintura en el asiento del tanque

TR-02 ………………………………………….......................113

GRÁFICO # 34 Oxidación en uniones y anillos………………………………114

GRÁFICO # 35 Soldaduras incompletas del tanque TR-02.…………….......114

GRÁFICO # 36 Tanque TR-05………………………………………………...116

GRÁFICO # 37 Resquebrajamiento de pintura del tanque TR-05…………117

GRÁFICO # 38 Óxido en uniones………………………………………….....118

GRÁFICO # 39 Corrosión en escaleras del tanque TR-05………………….118

GRÁFICO # 40 Tanque TR-09……………………………………………….120

GRÁFICO # 41 Soldaduras incompletas en anillos del tanque

TR-09…………………………………………………………121

GRÁFICO # 42 Desgaste de pintura por óxido………………………………122

GRÁFICO # 43 Óxido en accesorios del techo…………………………….....122

1

CAPÍTULO I

2

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

La conservación de los tanques de almacenamiento de hidrocarburos es de gran

importancia dentro de la gama de actividades que lleva a cabo la industria petrolera , lo

que implica establecer un programa de atención en todos los aspectos inherentes y

debido a que existen muchas formas de corrosión que pueden dañarlos, la protección

contra la corrosión exterior de los tanques se lleva a cabo mediante un sistema de

protección catódica para mitigar los efectos más comunes relacionados tanto al exterior,

como al interior y fondo de un tanque.

Existen muchas formas de corrosión. Los dos tipos más comunes relacionados tanto con

el exterior como al interior del fondo de un tanque son la general y la puntual. En la

corrosión general, se forman miles de celdas microscópicas sobre un área de la

superficie del metal, resultando en pérdida de material. En la corrosión puntual, las

celdas individuales son más activas y se pueden identificar distintas áreas anódicas y

catódicas.

La pérdida del metal en ese caso puede concentrarse dentro de áreas relativamente

pequeñas, sin que la corrosión afecte áreas considerables de la superficie.

La composición del metal es importante para determinar qué áreas de la superficie se

convierten en ánodos o en cátodos. Pueden surgir diferencias de potencial

electroquímico entre áreas adyacentes por la distribución desigual de los elementos que

componen la aleación o la presencia de contaminantes, dentro de la estructura del metal.

3

La corrosión también puede originarse al efectuar soldaduras que contienen materiales

diferentes y por la aplicación de calor.

Las propiedades físicas y químicas de los electrolitos también influyen en la formación

de áreas catódicas sobre la superficie del metal. Por ejemplo, se pueden generar

diferencias de potencial entre áreas de una superficie de acero, debido a las diferentes

concentraciones de oxígeno. Las áreas con bajas concentraciones de oxígeno se

convierten en anódicas y las áreas con altas concentraciones de oxígeno se convierten

en catódicas. Esto puede causar corrosión en áreas donde el barro y otros residuos se

encuentran en contacto con el fondo de acero de un tanque sobre una capa de arena o

donde un tanque se coloca sobre dos tipos diferentes de suelo. Las características del

terreno afectan sustancialmente el tipo y velocidad de corrosión de una estructura en

contacto con el suelo. Por ejemplo, las sales disueltas influyen en la capacidad de

transporte de corriente eléctrica de los electrolitos del suelo y ayuda a determinar las

velocidades de reacción sobre las áreas anódicas y catódicas. El contenido de humedad,

el pH, la concentración de oxígeno y otros factores interactúan de manera compleja,

influyendo en la corrosión.

1.1 OBJETIVO GENERAL

Determinar el estado actual de las láminas, soldaduras y demás componentes de los

tanques de almacenamiento del Depósito de Combustibles de Riobamba y el grado de

corrosión de los mismos.

4

1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Determinar una metodología apropiada para determinar el grado de corrosión de

los tanques de almacenamiento.

Realizar un levantamiento de la información técnica de cada tanque y sus

componentes.

Identificar el tipo de protección utilizado para controlar el proceso de corrosión

que puede presentar en los tanques de almacenamiento.

1.3 JUSTIFICACIÓN

Una de las preocupaciones más frecuentes en diferentes ramas de la industria, es el

problema de la corrosión, efecto que ataca a la mayoría de los metales y debilita su

estructura. La corrosión puede presentarse en diferentes lugares, tanto en tanques,

como en algunas instalaciones de superficie, que están expuestas a los efectos de la

corrosión atmosférica como consecuencia del proceso de oxidación que ocurre con las

estructuras metálicas, normalmente de acero, están en contacto con el medio ambiente,

principalmente con el agua, oxigeno, ácidos derivados del azufre, suelos salinos, suelos

húmedos, convirtiendo al acero en su forma original oxidando los tanques y ocurriendo

fugas de combustible; el terreno también afectan directamente el tipo y velocidad de

corrosión de una estructura en contacto con el suelo. Por ejemplo, las sales disueltas

influyen en la capacidad de transporte de corriente eléctrica de los electrolitos del suelo

y ayuda a determinar las velocidades de reacción sobre las áreas anódicas y catódicas.

El contenido de humedad, el pH, la concentración de oxígeno y otros factores

interactúan de manera compleja, influyendo en la corrosión.

5

Para reducir este efecto es necesario realizar un determinado análisis y mantenimiento

del tanque en forma periódica, de manera como nos rige las normas.

El estudio de la corrosión en tanques de almacenamientos es necesario debido a la

necesidad de proteger la desintegración de las láminas, es decir los materiales y los

componentes con los cuales están hechos.

Uno de los problemas más frecuentes y de los más grandes a causa de la corrosión en

los tanques es el derrame del petróleo, por lo que es necesario tener un sistema de

protección contra fugas o derrame.

La conservación de los tanques de almacenamiento en la industria petrolera implica

tratar el problema de la corrosión, mediante un sistema de protección catódica para

mitigar los efectos más comunes relacionados tanto al exterior, como al interior y fondo

de un tanque; por lo que es indispensable establecer los requisitos técnicos y

documentales mínimos para la adquisición o contratación de los servicios para el

diseño, construcción, mantenimiento, inspección y pruebas de los sistemas de

protección catódica para tanques de almacenamiento que contengan hidrocarburos.

1.4 IDEA A DEFENDER

Establecer un método adecuado de revisión de tanques que nos permita conocer las

características de los mismos y las condiciones en las que se encuentran, con relación a

los defectos producidos por la corrosión y tomar acciones que eviten remediar esta

acción química no deseada.

6

1.5 MARCO DE REFERENCIA

1.5.1 Marco teórico

La información referente al tema a investigarse se la obtendrá del depósito de

combustibles de Riobamba perteneciente a Petrocomercial, al igual que a la información

de libros, internet, bibliotecas.

―La corrosión es definida como el deterioro de un material metálico a consecuencia de

un ataque químico por su entorno. Dado que la corrosión está originada por una

reacción química, la velocidad a la que tiene lugar dependerá en alguna medida de la

temperatura, la humedad del ambiente y las propiedades de los metales en cuestión‖

1.6 VARIABLES

Dependiente.

La falta de análisis, la pérdida de espesor de las láminas y soldaduras de los tanques de

almacenamiento

Independiente

La corrosión, la falta de mantenimiento y el tiempo de construcción afectan a la

estructura de los tanques.

1.7 METODOLOGÍA

Se utilizarán los métodos deductivo, inductivo y de campo ya que se trata de un tema

general, así se podrá analizar sus componentes específicos, además porque se va a

7

estudiar los diferentes tratamientos llevados a cabo para tratar las corrosiones presentes

en los diferentes tanques de almacenamiento petróleo.

Método deductivo.- Identificamos los problemas que tenemos por no realizar un

mantenimiento periódico a los tanques, como también los procesos no adecuados de

soldadura y los de protección a las láminas.

Método inductivo.- Identificamos los problemas que tenemos por no realizar un

mantenimiento periódico a los tanques, como también los procesos no adecuados de

soldadura y los de protección a las láminas.

Método de campo. Consiste en la toma de datos del depósito de combustibles de

Riobamba, es decir a los tanques de almacenamiento, ya sea por medio de fotos,

entrevistas y datos reales.

1.7.1 Técnica de investigación

La técnica de observación, es la que nos permite concluir nuestro trabajo, mediante

visitas realizadas al depósito de combustibles, y la revisión de los tanques, las

entrevistas de los ingenieros a cargo, permitirán obtener información, además folletos,

manuales, normas y demás documentos de internet. La asistencia a seminarios con el

tema a tratarse permitirá recopilar y anexar información.

8

CAPÍTULO II

9

CAPÍTULO II

2. GENERALIDADES

Las generalidades nos presentan, términos, conceptos, y demás que nos facilitara el

estudio de la corrosión.

2.1 DEFINICIÓN

La corrosión consiste en el retorno de un metal a su estado normal. Debido a la

combinación del metal con su medio ambiente, produce el deterioro del material y sus

propiedades.

Los agentes de la naturaleza son los encargados de revertir los procesos de obtención de

los materiales inventados por el hombre.

El acero no es un material indestructible, es una aleación de hierro y pequeñas

cantidades de Carbón que lo hacen resistente con cierta tendencia a corroerse. La

corrosión puede revertir al acero, convirtiéndolo en óxido natural, la hematita de color

rojizo, es el herrumbre llamado ―óxido‖.

La corrosión es un factor que debe ser analizado por su gran importancia en la industria

petrolera, debido a que es la causante de la degradación de los metales en su

combinación química con los elementos no metálicos, como es el caso del azufre, agua

y aire activado con otros como son: variación de temperatura, cambios de estado, acción

microbiológica; PH del electrolito, gases disueltos, presión, humedad, velocidad de

flujo, etc.

10

En la vida cotidiana en cada segundo una tonelada de acero es destruída por la

corrosión.

2.2 PROCESOS DE CORROSIÓN

En el gráfico # 1 podemos observar como el óxido de hierro es transformado en acero,

para un determinado uso. De la misma manera, se observa que la energía del metal es

liberada interactuando con el electrolito, reduciendo el deterioro del metal

convirtiéndose en óxido de hierro nuevamente.

GRÁFICO # 1 PROCESO DE REFINACIÓN Y CORROSIÓN DEL HIERRO

Fuente: Ing. Fernando Bedón, NACE No. 10144

Elaborado por: Silvia Carolina Obando Burbano

2.3 LA CORROSIÓN Y TERMODINÁMICA

Cuando el metal sufre corrosión, es porque ocurrió una reacción en la que se produjo

variación de energía libre del sistema. En los siguientes ejemplos podemos observarlo,

el hierro es óxido a temperatura ambiente. El oro a temperatura ambiente no se oxida,

11

pero en cambio el agua de cloro lo corroe porque existe una disminución de energía. En

termodinámica se tiene reglas para valorar la resistencia de los metales a la corrosión,

pero, como en la práctica, los metales nobles son los únicos cuya variación de energía

es positiva. Por tanto, esto limita la utilidad práctica de las consideraciones

termodinámicas.

2.4 CINÉTICA QUÍMICA Y CORROSION.

El término cinética química analiza los diferentes factores que regulan la velocidad de

ataque de los materiales metálicos, comprende todos los fenómenos de ataque por gases,

sustancias orgánicas y soluciones no electrolíticas. La electroquímica en cambio trata

los fenómenos que se producen en medios ionizados, principalmente acuosos.

2.5 LA CORROSIÓN COMO REACCIÓN ELECTROQUÍMICA

La corrosión a temperaturas elevadas es un proceso químicamente puro, que consiste en

el transporte simultáneo de cargas en el metal en el medio corrosivo. Que es

determinado por la zona anódica y catódica. Por lo general este tipo de corrosión se

presenta en medios húmedos.

2.6 NATURALEZA DE LOS FENÓMENOS

Las reacciones que dan lugar a la corrosión, son reacciones heterogéneas, entre una fase

sólida y otra líquida o gaseosa, y el estudio de la cinética de estas reacciones permite

hallar y denominar los factores que regulan la velocidad de corrosión. Su conocimiento

ayuda a denominarlos y en consecuencia, a reducir la velocidad de corrosión o, a evitar

que se fortalezcan las condiciones que entrañan el peligro de aumentar la corrosión ya

iniciada.

12

2.7. CICLO ENERGÉTICO DEL ACERO

Los materiales para ser convertidos en forma metálica requieren de diferentes

cantidades de energía, lo que produce una menor energía interna y un retorno no muy

intenso a su estado natural, existiendo menores probabilidades de corroerse. Por el

contrario otros tienden a regresar a su forma natural y de tal manera a corroerse.

En el gráfico# 2 podemos observar como el hierro es llevado al horno para producir el

acero, el cual con el proceso de corrosión vuelve a su estado de óxido.

GRÁFICO # 2 CICLO ENERGÉTICO DEL ACERO

CICLO ENERGCICLO ENERGÉÉTICO DEL ACEROTICO DEL ACERO

PRODUCTOS DE

CORROSIÓN

ESTADO DE

BAJA ENERGÍA

ESTADO DE

ALTA ENERGÍA

FUNDICIÓN

FABRICACION DE ACERO

ADICIÓN DE ENRGÍA

TUBERIA DE ACERO

TUBERIA DE ACERO

EN PROCESO DE CORROSIÓN

CORROSION

MINERAL

DE ACERO

FexOy

FeSy

Fuente: Tenarys Univesity, ,Mill Product & Metallurgy Sr Engineer, Sandro Nicolino


13

2.8 SERIE GALVÁNICA DE LOS ELEMENTOS

Cuando se habla de la serie galvánica de los elementos, se hace referencia al potencial

de un metal medido por la fuerza interna o voltaje generados cuando el metal se pone

en contacto con agua, y de la misma manera por las características del metal.

En el gráfico # 3 podemos observar el procedimiento para obtener el potencial de un

metal en un determinado electrolito, respecto a un electrodo de referencia.

GRÁFICO # 3 TOMA DE POTENCIAL DE UN METAL



Algunas clasificaciones de series galvánicas de algunos metales y aleaciones

comerciales en el agua de mar, muestran que el platino, oro, grafito, plata, acero

inoxidable 18-8 tipo 304, titanio, entre otros son elementos nobles o catódicos; mientras

el magnesio, aleaciones de magnesio, cinc, acero galvanizado, aluminio, acero dulce

entre otros, son elementos activos o anódicos.

14

En la tabla # 1 podemos observar en orden los potenciales de los materiales catódicos

(como el grafito y el hierro con alto contenido de silicio) y anódicos (como el cinc y el

magnesio)

TABLA # 1 POTENCIALES (MV) DE LOS METALES RESPECTO AL

ELECTRODO DE REFERENCIA DE Cu/CuSO4

Metales sumergidos en

Agua de

Mar

Potencial (E)

respecto a electrodo

de Cu/CuSO4 (mV)

Hierro con alto contenido de

Silicio

-200

Cobre -200

Acero en Hormigón -200

Plomo - 500

Hierro dúctil de fundición - 500

Acero al Carbono Oxidado -200 a – 500

Acero al Carbono Pulido - 500 a – 800

Aluminio - 1050

cinc 1100

Magnesio - 1600 a – 1750

Fuente: Fuente: Manual de Protección Catódica Nivel 2, NACE Internacional, Houston 2000


15

2.9 CELDA DE CORROSIÓN

Para que exista corrosión es indispensable la presencia de un circuito eléctrico formado

por los siguientes elementos:

2.9.1 Ánodo

Ánodo es la parte de la superficie del metal que puede disolverse convirtiendo la fase de

agua en forma de ion, perdiendo electrones (oxidación), la reacción electroquímica es la

siguiente:

Fe Fe++

+ 2e-

2.9.2 Cátodo

Parte de la superficie metálica que no se disuelve. Los electrones producidos en el

ánodo, son trasladados en el metal hacia el cátodo, para ser consumidos por un agente

oxidante presente en el agua, la reacción es la siguiente:

2H+ + 2e- H2

Si el oxígeno, está presente en el agua, hay dos reacciones posibles:

O2 + 4H+ + 4e

- 2H2O (En aguas ácidas)

O2 + 2H2O + 4e- 4(OH)

- (En aguas alcalinas)

16

2.9. 3 Puente metálico

Puente de circulación de electrones, viajan a través del metal, desde el ánodo al cátodo

debido a la corriente eléctrica generada lo hacen en sentido inverso.

2.9.4 El electrolito

Es la solución que cubre el ánodo y cátodo ó la fase acuosa, es decir la cantidad de

aguas disueltas.

2.10. FACTORES QUE INFLUYEN EN LA CORROSIÓN

Son muchos los factores que influyen en el fenómeno de corrosión ya sea causándola, o

aumentando su velocidad, entre ellos tenemos: temperatura, velocidad de flujo, oxígeno

disuelto, pH, humedad, sales disueltas, presión.

Existen otros factores como: tipo de material, diferencia de potencial entre materiales

diferentes, relación del tamaño cátodo-ánodo; que influyen en la corrosión.

También hay otras causas indirectas de corrosión o tipos de corrosión como es el caso

de la corrosión uniforme, donde se da el desgaste del metal de una manera más ó

menos pareja y uniforme y la corrosión localizada, el desgaste es más intenso en

algunas zonas, incluso en perforaciones en las que atraviesan toda la pared del metal,

cuando al costado aparentemente no se observa un desgaste. Otras formas de corrosión

causan fatiga, fisura y fractura de la estructura metálica.

2.10.1 Temperatura

Los diferentes cambios de temperatura influyen directamente sobre la velocidad de

corrosión del agua, por lo que aumenta la velocidad de reacción. Un incremento en 10

17

grados Celsius en la temperatura ocasiona un doble aumento en la reacción, duplicando

de la misma manera la velocidad de corrosión.

2.10.2 Velocidad de flujo

La velocidad de flujo en agua o gas, afecta a la corrosión en la superficie del metal.

Cuando tenemos aguas estancadas, generalmente la corrosión es muy baja, pero puede

existir corrosión localizada o lo que se conoce como ―pitting‖. La presencia de

movimientos hace una corrosión más uniforme en forma de capas además del pitting.

Las altas velocidades de flujo contribuyen a la corrosión. A altas velocidades se produce

turbulencia ocasionando condiciones no uniformes que ayudan a la corrosión ―pitting‖.

2.10.3 pH

Los electrolitos presentan una característica muy importante que es el pH, que es el

factor externo del que depende la velocidad de la reacción, mediante su naturaleza

química. El CO2 disuelto en el agua, se ioniza formando ácido carbónico, el agua

disminuye el pH, haciéndola ácida, de tal manera que esta agua ácida es la causante de

la corrosión. Y de la misma manera se manifiesta H2S, ocasionando corrosión ácida.

2.10.4 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,

18

el dióxido de carbono, el ácido sulfúrico y el oxígeno aumentan la corrosión, que puede

ser prevenida mediante el uso o aplicación de inhibidores.

2.10.5 Sales disueltas

Cuando se habla de corrosión y de los factores que la afectan es importante considerar

las características del agua como la capacidad del agua para el transporte de electricidad

y de la misma manera la concentración de sales disueltas, a mayor concentración mayor

capacidad de transporte de electrones.

Uno de los contribuyentes a la corrosión es las sales disueltas en agua. Incrementan la

conductividad del agua y de la misma manera su potencial para la reacción de corrosión.

Las concentraciones de sales disueltas tienden a incrementar la solubilidad del oxigeno,

con posibilidad de tener dióxido de carbono (CO2) u oxígeno, que producen una mayor

corrosión.

En el gráfico # 4 podemos observar el comportamiento respecto a la velocidad del

proceso de corrosión, de gases como el oxígeno, dióxido de carbono y acido sulfhídrico

cuando se encuentra en agua.

19

GRÁFICO #4 CORROSIÓN DE GASES COMUNES EN SOLUCIONES DE

AGUA

CORROSIVIDAD COMPARATIVA DE TRES GASES CORROSIVIDAD COMPARATIVA DE TRES GASES

COMUNES EN SOLUCIONES DE AGUACOMUNES EN SOLUCIONES DE AGUA

0

100

200

300

400

500

600

2 5 10 15 20 25

Veloc. de Corrosión, mpy's

Con

c. d

e ga

s en

el a

gua,

ppm

OXIGENO CO2 H2S

Fuente: [email protected]


2.10.5.1 Gases disueltos en agua

A continuación se describen los gases que afectan el fenómeno de corrosión.

2.10.5.1.1 Oxígeno Disuelto

En la industria petrolera podemos encontrar que uno de los elementos que causa

mayores problemas es el oxígeno disuelto en el agua. En aguas neutras a temperaturas

ordinarias, el oxígeno es el causante de la aparición de las velocidades apreciables de

corrosión. Lo que produce un aumento parcial entre la concentración de oxígeno y el

incremento de la velocidad de corrosión. Entre las acciones del oxígeno podemos

encontrar: la despolarización del cátodo y la oxidación de los iones ferrosos a iones

férricos.

Es el elemento u oxidante (gran potencial químico) más agresivo, de gran capacidad

para combinarse con electrones liberados en el cátodo. Origina corrosión en

mailto:[email protected]

20

concentraciones muy bajas: < 1.0 ppm, dependiendo de la velocidad de difusión del

oxígeno hacía el cátodo. En presencia de CO2 y H2S, el oxígeno aumentará su grado de

agresividad. El grado de corrosión dependerá sólo de la velocidad de difusión del

oxígeno hacia el cátodo. El mecanismo de acción es el siguiente:

Fe Fe+2

+ 2e-

O2 + 2H2O + 4e - 4(OH)

-

En el grafico # 5 se observan los diferentes casos de corrosión que se pueden presentar

cuando un determinado metal está expuesto al oxígeno y de la misma manera si el metal

ya esta corroído la influencia del oxígeno en un metal ya corroído por dióxido de

carbono.

GRÁFICO # 5 CASOS DE CORROSIÓN POR OXÍGENO

CORROSIÓN POR O2

CARACTERIZADA POR PITS DE AMPLIA

BASE, DE BORDES MODERADOS Y

FONDOS CONTENIENDO DEPOSITOS

DE Fe2O3

CORROSIÓN POR CO2

ACELERADA POR O2

LA MORFOLOGIA ES UN PROMEDIO DE

AMBOS TIPOS DE ATAQUE PERO LA

PROFUNDIZACIÓN DEL PIT ES MUCHO

MÁS RÁPIDA Y CATASTRÓFICA

Fuente: Tenarys Univesity, Mill Product & Metallurgy Sr Engineer, Sandro Nicolino


21

2.10.5.1.2 .Gases que generan acidez

El dióxido de carbono (CO2) que genera ácido carbónico (H2CO3) y ácido sulfhídrico

(H2S), que se disuelve y disocia en el agua. Ambos tienen la facultad de atacar

directamente al acero para formar carbonato de hierro y sulfuro de hierro.

2.10.5.1.2.1 Dióxido de Carbón Disuelto

Conocido en el sector petrolero como uno de los agentes oxidantes más común, y por

ser parte del proceso de formación del petróleo en los reservorios. Este agente oxidante

se disuelve en el agua para formar el ácido carbónico, de manera que reduce la

concentración de pH del agua y aumenta la corrosión, debido al ataque directo a las

superficies metálicas de los equipos.

El mecanismo de acción es el siguiente:

CO2 + H2O H2CO3

Fe + H2CO3 Fe2CO3 + H2

El ácido carbónico causa corrosión de tipo picadura, conocida como corrosión dulce,

debido a fenómenos como presión, temperatura y composición química del agua. A

mayor presión del sistema, mayor cantidad de CO2 disuelto y en consecuencia mayor

corrosión. Como se puede mostrar a continuación:

Para un sistema con menos de 3 psi de presión parcial de CO2: No Indica

posibilidad de Corrosión.

Para un sistema entre 3 y 30 psi de presión parcial de CO2: Posibilidad de

Corrosión.

22

Para un sistema con más de 30 psi de presión parcial de CO2: Indica Corrosión.

2.10.5.1.2.2 Ácido Sulfhídrico Disuelto (H2S)

Encontrado en áreas determinadas, ya sea en mayor ó menor concentración. Es muy

fácil de disolver en agua, a condiciones normales es un ácido débil. Este tipo de ácido

causa la corrosión de tipo picadura (altamente localizada) o corrosión ―agria‖, cuando el

H2S en el gas es mayor de 10 ppm y si es menor de 5 ppm se denomina dulce.

El acido sulfhídrico con dióxido de carbono ocasiona una corrosión más intensa y si se

aumenta el oxígeno, la velocidad de corrosión es mucho mayor. Éste puede generarse

por actividad microbiológica, por una bacteria llamada sulfato- reductora que se

convierte en ion sulfato. Además el H2S causa el ampollamiento por hidrógeno y la

fractura del metal.

La corrosión causada por ácido sulfhídrico pasa por diferentes estados de oxidación

hasta la reacción final, siguiente:

H2S + Fe + H2O FeS + H2

La corrosión producida (FeS) se adhiere a la superfície metálica como uma capa fina. El

FeS es catódico con respecto al acero, produciendo una corrosión muy localizada en la

forma de picadura muy profunda. El gráfico# 6 muestra el ampollamiento que se

produce por el recubrimiento del metal.

23

GRÁFICO # 6 CORROSIÓN POR EL ÁCIDO SULFHÍDRICO

CORROSICORROSIÓÓN POR HN POR H22SS

PRESENCIA DE PITS REDONDEADOS Y PEQUEÑOS, AISLADOS Y SEPARADOS UNOS DE OTROS

DE FONDOS REDONDEADOS Y PAREDES LISAS. GENERALMNENTE PRESENTAS FISURAS POR

ESFUERZO EN EL FONDO Y PRESENCIA DE PRECIPITADO NEGRO DE FeS QUE REACCIONA

CON HCL CON OLOR A HUEVOS PODRIDOS



2. 10.6 Presión

La presión es uno de los factores importantes en la intensidad de la corrosión. Cuando

se tiene mayor presión, mayor cantidad de gases (CO2, H2S, O2) disueltos presentes se

tendrá mayor velocidad de corrosión.

2.11 POTENCIAL ELÉCTRICO DE LOS METALES

El contacto de los metales con un líquido produce una corrosión galvánica o

electrolítica. Cuanto más bajo (negativo) sea el potencial de un metal, más fácilmente

resultara 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 metal de menor potencial.

24

CAPÍTULO

III

25

CAPÍTULO III

3. TIPOS DE CORROSIÓN Y SU CONTROL

Existen diferentes medios y maneras en las que se puede presentar corrosión, entre ellos

tenemos:

3.1 TIPOS DE CORROSIÓN

Existen diferentes maneras en que ataca la corrosión entre las clasificaciones más

comunes tenemos:

1. De acuerdo a la naturaleza de la corrosión: corrosión seca a temperatura

expuesta, corrosión en medio ácido, corrosión húmeda.

2. De acuerdo a la apariencia del metal corroído:

Corrosión uniforme

Corrosión localizada

Macroscópica: galvánica, erosión y cavitación, pitting, selectiva,

rendijas.

Microscópica: intergranular, por esfuerzo, transgranular, ataque

por hidrógeno, fatiga.

3. Corrosión microbiológica- también llamada microbiana o biológica

4. Corrosión en la producción del petróleo

26

3.1. 1. Corrosión de acuerdo a su naturaleza

Depende del medio en el que se encuentra expuesto el metal.

3. 1.1.1 Corrosión seca a temperatura elevada

Este tipo de corrosión se desarrolla de la siguiente manera:

3.1.1.1.1 Oxidación al aire o en presencia de gases de combustión

Clasificada de la siguiente manera:

3.1.1.1.1.1 Mecanismo de oxidación a temperatura elevada

Los materiales metálicos, expuestos a temperatura elevada, se oxidan con el aire.

Después de que se haya formado la capa de óxido compacta en la superficie del metal,

el proceso de la corrosión se desarrolla por difusión, disminuyendo la velocidad de esta.

Para una temperatura dada, la velocidad de reacción es proporcional a la concentración

del metal. La velocidad de reacción se puede expresar como la velocidad de crecimiento

del espesor de la capa de óxido es decir: Las velocidades de reacción y de difusión de

los átomos deben ser iguales en el equilibrio.

3.1.1.1.1.2 Aleaciones resistentes a la corrosión a altas temperaturas

Las aleaciones se presentan como sustancias compuestas por dos o más metales, y

poseen brillo metálico y conducen bien el calor y la electricidad, aunque no tan bien

como los metales por los que están formadas. Éstas presentan resistencia a la corrosión,

las mezclas de acero con metales, son más resistentes y duros que el acero en sí, y

muchos de ellos son también más resistentes a la corrosión que el hierro o el acero. Una

27

de sus funciones es soportar temperaturas muy elevadas. Ejemplo: la combinación del

acero con cromo, manganeso, molibdeno, níquel, volframio.

Para que las aleaciones soporten temperaturas son hechas de aluminio, berilio y

titanio. Para resistir el calor generado al entrar en la atmósfera de la Tierra, en los

vehículos se usa aleaciones que contienen: Tántalo, niobio, volframio, cobalto y níquel.

El óxido de hierro (FeO) nunca alcanza su composición estequiométrica y por ello,

siempre dispone de huecos. Los huecos en el óxido de níquel (NiO) facilitan y

permiten la difusión del níquel (Ni++

) a través del óxido ocasionando así la corrosión en

el metal, y cuando son reemplazados los iones Ni++

por los de cromo Cr++

el número de

huecos aumenta, por lo que la difusión y la velocidad de oxidación crecen.

En la tabla # 2 podemos observar las variaciones de oxidación con respecto a las

aleaciones, en el caso del níquel con un contenido de 20% de cromo presenta una mayor

oxidación que cuando aumenta el cromo.

TABLA #2 COMPARACIÓN DE LAS ALEACIONES CON RESPECTO AL

ÓXIDO

COMPOSICIONES DE ALEACIÓN %

COMPOSICIÓN DEL ÓXIDO (%)

%Cr Ni Cr2O3 NiO

20 80 80 20

30 70 90 10

Fuente: El petróleo refino y tratamiento químico, Pierre Wuithier

Elaborado por: Silvia Carolina Obando

28

En el gráfico # 7 se puede observar el comportamiento entre los aceros al cromo y las

aleaciones hierro-aluminio en función de las concentraciones de H2S, frente al proceso

de corrosión medida en pulgadas/año.

GRÁFICO # 7 COMPARACIÓN ENTRE LOS ACEROS AL CROMO Y A LAS

ALEACIONES Fe-Al EN FUNCIÓN DE LA TEMPERATURA

Fuente: El petróleo refino y tratamiento químico, Pierre Wuithier, Según R:B Setterfon y GR Prescatt


El hierro difundido, que se ha formado en la superficie del metal, sobre el óxido

protector, forma una capa rica en óxidos de hierro. Por tanto, la capa protectora

permanece en contacto con la aleación. Cuando se tienen oxidaciones expuestas a

temperaturas altas, es necesario que en la superficie del metal se forme un óxido cuya

conductividad iónica sea la menor posible.

29

3.1.1.1.1.3. Ataque por los gases procedentes de la combustión del fuel.

Es este un problema muy complejo. Los gases de combustión a menudo, contienen

oxido sulfuroso (SO2), u oxido sulfúrico (SO3) e hidrocarburos que no han sido

quemados, de tal forma que se verifiquen reacciones iguales de oxidación, carburación,

sulfuración y nitruración. En el caso del CO2 casi siempre será oxidante cuando tenemos

temperaturas un poco elevadas. Cuando existe aleación de aceros la mezcla de

monóxido de carbono (CO) y dióxido de carbono (CO2) pueden dar lugar a la formación

de carburos. Los gases de combustión siempre contienen compuestos de azufre: SO2 y

SO3 en presencia de la atmósfera oxidante, y H2S en presencia de atmosfera reductora,

siendo menos peligrosa la oxidante. La experiencia demuestra que la atmósfera

sulfurosa oxidante es bastante menos peligrosa que la reductora.

3.1.1.1.1.4. Influencia de las cenizas del fuel oil en la corrosión de los aceros

refractarios

Las impurezas que contienen el fuel oil (cenizas), hace que el ataque hacia el azufre se

aumente. A temperaturas altas las cenizas implican un valor fundamental en el

funcionamiento de las calderas, y en el funcionamiento de las turbinas a gas. Que por lo

general usan un fuel pesado que contiene de 0.01 a 0,1 % de cenizas.

Las gotas de fuel pesado se evaporan quemándose inmediatamente. Mientras que Las

pesadas sufren un cracking térmico formando residuos carbonosos. Los compuestos

organometálicos que se encuentran en las moléculas de fuel oil son: hierro, níquel y

vanadio, que por descomposición térmica, en presencia de materias carbonosas, el

vanadio puede oxidarse (V2O 3 o V2O 4). Cuando cierto depósito carbonoso comienza a

30

quemarse, los óxidos de vanadio se convierten en anhídrido vanádico (V2O5). Una parte

de éste se combina con los óxidos de hierro y de níquel, así como también con las sales

de magnesio y calcio, para dar vanadatos. El resto se evapora, e inmediatamente se

deposita parcialmente sobre los tubos de la caldera o en las aletas de la turbina.

3.1.1.1.2. Corrosión por el hidrógeno a presión y temperatura altas

El uso de hidrógeno a presión, puede originar inconvenientes cuando entra en contacto

con un acero que no resiste el ataque del mismo a elevadas temperaturas y presiones.

Ejemplos más comunes de ataque de hidrógeno, están las tuberías, los manguitos de

empalme de éstas y las bridas de los reactores. Por lo que se debe tomar precauciones

especiales cuando hayan de efectuarse soldaduras en aquellos aceros que van a ser

utilizados en presencia de hidrógeno. Es esencial que estas sean buenas y carezcan de

inclusiones. En refinería en el proceso de hidroforming, los gases calientes que

contienen porcentajes apreciables de metano, hidrógeno y compuestos de azufre,

movieron a los constructores de equipo a aislar el acero con un revestimiento para

disminuir la posibilidad de descarburación del acero.

En el ataque de los metales ferrosos por el hidrógeno, el hidrógeno se difunde por el

metal en estado atómico, fijándose en las dislocaciones del metal en forma molecular,

originando tensiones multiaxiales muy elevadas, es decir volviendo incapaz al metal

de deformarse, de suerte que bajo la acción de una fatiga muy fuerte, la pieza se rompe

con una fractura frágil. Los aceros con estructura ferritica y perlítica son, sensibles a la

acción del hidrógeno.

31

La velocidad de descarburación aumenta con la presión y la temperatura. Sin embargo,

parece ser que no es proporcional al incremento de presión, sino que la velocidad

disminuye después de una progresión rápida. Sin embargo, el fenómeno se acelera

muchísimo con el incremento de temperatura.

El hidrógeno a 300 atm ataca a los aceros con diversas concentraciones de carbono, a

partir de 300ºC después de haber soportado la acción del mismo a 300 horas. De lo que

se deduce que por debajo de 200°C, la acción, del hidrógeno sometido a varios

centenares da atmósferas de presión, no provoca alteraciones da carácter grave en los

aceros dulces o semiduros. Es interesante señalar que, a partir de 42 kg/cm2 de presión y

30ºC de temperatura, no conviene utilizar el acero al carbono ordinario.

La detección del ataque del hidrógeno se observa en la disminución de la dureza del

metal, mucho antes de que inicie el proceso de descarburación, es decir antes de la

aparición de las fisuras, lo que permitirá intervenir antes de la destrucción del material.

3.1.1.1.3. Corrosión por el sulfuro de hidrógeno a altas temperaturas y presión

El hidrógeno no se encuentra nunca sólo en la refinería, casi siempre va acompañado de

sulfuro de hidrógeno. A las temperaturas y presiones a las que se verifican las

operaciones de reformado catalítico o de hidrodesulfuración, el hidrógeno se combina

con el azufre orgánico que contiene la carga de hidrocarburos, para dar H2S. El

hidrógeno a partir de 360°C, ataca notablemente al acero ordinario y a aquellos con bajo

contenido en cromo, y a temperaturas mayores ocasiona corrosión debido a la presión, y

el ataque ocasionado por el H2O. El sulfuro de hidrógeno ataca combinándose con el

hierro para formar una capa de sulfuro de hierro. La velocidad de corrosión depende de

32

la concentración de H2S, de la presión y de la porosidad de la capa depositada, a través

de la cuales los iones de hierro se difunden hacia el exterior, y los de azufre hacia el

interior. El H2S anhídrido a temperatura ambiente no perjudica al acero al carbono, por

lo que a presiones y temperaturas muy elevadas puede ser muy corrosivo.

Una unidad de reformado que funcione a 30 kg/cm2 y 500°C con 0.8 % de H2S, podría

ocasionar corrosión de 7.5 mm/año para un acero con bajo contenido en cromo. La

resistencia a la corrosión de las aleaciones de cromo aumenta bruscamente cuando se

adiciona hasta un 8 % de níquel pero disminuye gradualmente para las concentraciones

superiores al 20%. Se ha establecido que los compuestos de Fe- Cr – Ni que contienen

de 1-20% de cromo y de 8 a 10% de Ni, son los más indicados para trabajar con

temperaturas y presiones altas.

Los aceros de baja concentración en cromo resisten la corrosión algo mejor que un

acero al carbón. Para reducir la corrosión por el H2S la primera solución de carácter

metalúrgico, es utilizar un acero inoxidable 18/8 que disminuye la corrosión alrededor

de 10 veces con relación a la de los aceros ordinarios o los de bajo contenido en cromo,

o mediante la disminución de la concentración de H2S en el gas de recirculación

introduciéndolo por ejemplo en una torre de absorción de H2S con etanolaminas.

En el gráfico # 8 muestra tres muestras de cuerpos de varilla ejemplos de corrosión

localizada (picadura) producidas por un ataque de H2S.

33

GRÁFICO # 8 ATAQUE DE ÁCIDO SULFHÍDRICO

Fuente: CORROSIÓN DE METALES, Cecilia I. Eslner


3.1.1.2 Corrosión en medio ácido

Este tipo de corrosión se presenta con mayor frecuencia en las refinerías. El caso más

importante de este tipo de corrosión es la presencia de sulfuro de hidrógeno que se trata

por separado a causa de su influencia sobre la fragilidad del acero.

3.1.1.2.1. Mecanismo de la corrosión en medio ácido

La corrosión de los metales en medio ácido es ocasionada porque en la superficie del

metal, se forman puntos anódicos que se corroen y puntos catódicos en los que se

desprende hidrógeno. Un metal se corroe en medio ácido, aún cuando la superficie del

mismo carezca de heterogeneidades que ocasionen la formación de zonas anódicas

catódicas.

La velocidad de corrosión en un medio ácido es mayor cuanto menor es el pH, pero en

presencia de sulfuro de hidrógeno la velocidad de corrosión aumenta para el mismo pH

34

como consecuencia del efecto despolarizante de este compuesto. El ácido clorhídrico,

los compuestos sulfurosos y el sulfuro de hidrógeno que contienen los crudos, aumentan

el poder agresivo del HCl; en efecto, se ha encontrado que la mezcla HCl+H2S provoca

una corrosión mucho mayor que la que produce uno cualquiera de dichos compuestos,

por separado.

La tabla # 3 muestra los resultados obtenidos al añadir 10 ppm de una mezcla de

aminas, compuestas principalmente por lauril-umina, aun ramal de reflujo de la torre

principal en la destilación de crudo procedente de Arabia Saudita y de Irán.

TABLA # 3 REDUCCIÓN DE LA CORROSIÓN EN LOS EQUIPOS DE

CABEZA DE LA TORRE MEDIANTE INYECCIÓN DE INHIBIDOR

INYECCIÓN DE

DE INHIBIDOR

TIPOS DE CONDENSADOR EN BRONCE INHIBIDO

TIPO ADMIRALTY

CARCASA DEL CONDENSADOR EN ACERO ORDINARIO

BOTELLÓN DE REFLUJO, EN

ACERO

Ninguna

Tubos perforados; recambio del haz 6mm/año Fisuras

Después de seis

meses

Adelgazamiento de tubos: recambio del

haz

0,8mm/ año

____

Intermitente Buen estado 0,8mm/ año 1,2 mm/año

En continuo 0,4 mm/ año- buen estado 0,4 mm/año Sin corrosión



3.1.1.2.2 Corrosión ácida en presencia de sulfuro de hidrógeno

En un medio ácido la presencia de sulfuro de hidrógeno aumenta la velocidad de ataque

al metal, debido a que el número de centros activos de disolución aumenta. El ataque se

presenta de manera de fisuras en el metal o bien la rotura de las piezas sometidas a

fatiga. Estas fisuras se observan generalmente en los tanques de almacenamiento de

35

crudos ricos en, azufre y, también, en los de gasolina natural que contiene sulfuro de

hidrógeno libre. También suele observarse en condensadores y los acumuladores de las

desbutanizadoras, despropanizadoras y desetanizadoras de las unidades de tratamiento

de gases, incorporadas a las unidades de cracking catalítico. Este tipo de corrosión, visto

en fisuras, frecuentemente está orientado a la dirección de la laminación de la chapa. Al

lado de las fisuras, también se encuentran rupturas anormales, en los cierres de la cabeza

móvil de los condensadores, de las válvulas, de los muelles de los compresores. Existe

un tipo de rotura frágil en las juntas de acoplamiento de las brocas de perforación, en

los casing, utilizados en la completación de pozos de gases ácidos.

3.1.1.2.2.1 Penetración de hidrógeno atómico en los aceros

Las fisuras que se han encontrado en el metal contienen hidrógeno puro, a gran presión,

lo que advierte que la corrosión contiene sulfuro de hidrógeno o cianuro. Las roturas

frágiles se deben a que el hidrógeno a temperatura ambiente es insoluble en el hierro o

en acero.

La solubilidad del átomo de hidrógeno en el hierro o acero es debido a que el hidrógeno

atómico tiene un volumen recorrido, donde no se forman fisuras si no que el metal se

agrieta y puede hasta romperse. Por lo tanto el hinchamiento y la fragilidad del metal se

debe a la presencia de hidrógeno atómico en el metal, donde se forman fisuras debido a

la combinación del hidrógeno atómico con el seno del metal. Mientras que el hidrógeno

molecular ocasiona tensiones triaxiales muy grandes capaces de romperlo, lo que

origina las fisuras. El H2S, facilita la penetración del hidrógeno atómico en el hierro. La

transformación del hidrógeno atómico en molecular es la siguiente: 2H →H2

36

3.1.1.2.2.2 Formas de prevenir el ataque, mediante soluciones metalúrgicas

Trabajar el metal de manera que se dificulte la combinación del hidrógeno

atómico con el interior del metal

La intervención en el medio corrosivo, con el propósito de disminuir la

concentración de hidrógeno atómico en el interior del metal.

Cuando tenemos metales forjados la recombinación del hidrógeno atómico es más fácil,

debido a las dislocaciones que se producen durante la deformación del metal. Las

inclusiones como sulfuros, y zonas forzadas en el acero, permiten al hidrógeno atómico

la combinación.

Para evitar la formación de fisuras es necesaria la elección de aceros con bajo contenido

de azufre y fosforo, se debe tener precaución de recorrer piezas soldadas para evitar las

tensiones, evitando las estructuras desfavorables.

3.1.1.2.2.3. Soluciones químicas

El uso de revestimiento de acero inoxidable, de monel o de plomo, es con el fin de

evitar la penetración de hidrógeno, los tanques o almacenadores se pueden revestir con

gunita. El volumen de la fase de corrosión se puede reducir, disminuyendo la agresión

del medio, mediante la disminución de agua, o mediante la disolución de la fase acuosa,

o lavando los gases disminuyendo la concentración de sulfuro de hidrógeno.

3.1.1.2.3 Empleo de los aceros inoxidables en medio ácido

El uso de aceros inoxidables cada vez es más frecuente, por eso el estudio de la

inoxidabilidad y la exanimación de los factores que la limitan es importante para no

cometer errores en su uso.

37

3.1.1.2.3.1. Pasividad

La pasividad es el estado especial de no corrosión ligado a la presencia de la superficie

del metal de una película de óxido de naturaleza especial. Por tanto, el óxido protector

debe ser insoluble y al parecer tan difícil de disolver como el Fe2O3 calcinado: así, pues;

se puede pensar que tendrá la misma naturaleza cristalográfica del óxido y-Fe2O3. En

temperaturas altas es difícil la obtención de pasividad. El hierro se pasiva a 0°C. Los

iones de halógenos tienden a destruir la pasividad. En presencia de rayaduras de la

superficie de un acero inoxidable pueden dar lugar a la destrucción de la pasividad en

toda la extensión de la pieza.

3.1.1.2.3.2 Protección anódica

Es posible la aplicación de corriente anódica para proteger el metal, cuando la zona de

pasividad es bastante amplia, al aplicarse una densidad de corriente adecuada en cada

punto de la instalación que se pretende proteger, si tenemos medio corrosivo bastante

estable, a fin de que la intensidad de protección permanezca constante, o si la intensidad

de la corriente de sostén es bastante débil. Logrando en el metal una zona de pasividad.

3.1.1.2.4. Corrosión de los aceros inoxidables austeníticos bajo tensión

Este tipo de ataque es el resultado de dos efectos combinados que, por separado,

carecerían prácticamente de acción nociva a la estabilidad del metal, formando fisuras

que impiden la utilización del material corroído. Los dos efectos de ataque son:

La agresividad del medio en el que se produce la corrosión; dicha agresividad es

la causa del comienzo del ataque.

38

El estado del metal sometido a tensiones mecánicas externas o internas que

permiten el desarrollo del ataque, que progresa en forma de fisuras,

generalmente transgranulares.

3.1.1.2.4.1 Estudio del medio corrosivo

Uno de los factores principales en la corrosión bajo tensión de los aceros inoxidables

austeníticos es la presencia del ión Cl-. El ataque se produce muy rápidamente en

aquellas soluciones que contienen MgCl2; pero en las que contienen NaCl ó CaCl2, el

ataque se da después de largos períodos de tiempo; de la misma manera sucede en las

soluciones de cloruros de potasio, de magnesio, de amonio, de cloroformo y de

tetracloruro de carbono. También es factible encontrar corrosión bajo tensión en las

soluciones alcalinas calientes (sosa o potasa caústica). Es evidente que la concentración

y la temperatura de estas soluciones, son factores determinantes sobre la rapidez de

desarrollo del ataque.

3.1.1.2.4.2 Mecanismo del desarrollo de la corrosión bajo tensión

Las soluciones acuosas de cloruros atacan al metal en una primera etapa. En el caso de

que el metal no esté sometido a tensión la corrosión toma un carácter localizado que no

origina ningún desgaste mecánico, destruyendo la película protectora de óxido. Durante

la restauración de la película se produce una ligerísima corrosión en la base de los

poros, la cual constituye el elemento de restauración. El caso contrario ocurre cuando el

metal está sometido a una tensión o la existencia de tensiones residuales, porque estas

conducen a una deformación del material. Esta va acompañada de un deslizamiento y en

las zonas en que origina éste, no se puede volver a producir la película de óxido dañada

39

y discontinua. De esto se puede deducir que la corrosión por picaduras se acelera,

conduciendo a una acumulación local de tensiones. Existe, pues, una alternancia entre

los fenómenos de corrosión por picadura y el efecto de las tensiones. Esto conduce al

nacimiento y posterior desarrollo de fisuras de carácter transgranular, y a la destrucción

de la película protectora, la superficie desnuda del metal debe presentar una serie de

pequeñas zonas de defectos cristalinos, como los puntos de unión de los granos, con

protuberancias debidas a las dislocaciones de las zonas sometidas a tensión, producidas

por las tensiones locales o por los cambios reales de fase. Cuando el metal se disuelve

anódicamente, las zonas de desorden cristalino se disuelven más fácilmente que las

zonas más ordenadas.

3.1.1.3. Corrosión húmeda

La protección contra la corrosión húmeda, a pH prácticamente neutro, es muy

importante en la industria del petróleo. Por lo que puede presentarse como: ataque por el

agua del suelo de los fondos de los depósitos de almacenamiento, corrosión e

incrustaciones de los intercambiadores, funcionamiento de las calderas, corrosión

atmosférica, etc.

Las variables principales que determinan de una forma general la corrosión húmeda, son

tres:

La naturaleza del agua;

La temperatura;

La velocidad con que circula el agua.

40

3.1.1.3.1 Naturaleza del agua

Esta es la variable intervienen: los gases disueltos (oxígeno y gas carbónico), la

alcalinidad (carbonatos y bicarbonatos), la dureza y la presencia de sales (cloruros y

sulfatos).

3.1.1.3.1.1. Oxígeno disuelto

En el hierro, la acción del agua destilada, que contiene una cantidad limitada de

oxígeno, se debe al hecho de que los compuestos ferrosos que se forman al ponerse en

contacto con metal, se transforman de inmediato en compuestos férricos insolubles.

La reacción anódica se escribe: Fe → Fe ++

+ 2e-.

La reacción catódica se pueda representar por: 1/2 O2 + H2O + 2e-→ 2 OH-.

El producto primario de la corrosión es el hidróxido ferroso blanco (Fe (OH)2) que

posee una solubilidad apreciable. Cuando la concentración en oxígeno es suficiente, a

una pequeña distancia del metal se forma el hidróxido férrico rojo (Fe (OH)3)

insoluble, que precipita rebajando la concentración en Fe++

y provocando así una

difusión de aquel, lo que permite que el metal sea atacado de nuevo. Los hidróxidos

ferroso y férrico dan (Fe3O4 n H2O), magnetita hidratada verde o negra, que sometida a

la difusión lenta del oxígeno se transforma en orín (Fe2O3 n H2O). Es pues la cantidad

de oxígeno disuelto y la difusión del Fe (OH)2 los factores que regulan la velocidad de

corrosión. La permeabilidad del depósito de hidróxido férrico es la que regula la

corrosión cuando éste se forma en contacto con el metal.

41

La velocidad inicial de ataque del metal aumenta con la concentración en oxígeno

disuelto. La turbulencia del agua juega un papel importante, ya que mantiene una

concentración elevada de oxígeno en contacto con el metal y también por su acción de

arrastre de los productos de corrosión.

En el grafico # 9 podemos observar el efecto del oxigeno, sobre la corrosión del acero

en presencia de agua salada. En el agua de mar la corrosión no disminuye cuando

aumenta la velocidad del agua, el hierro en contacto con agua salada se disuelve, en las

regiones anódicas y el oxígeno se adsorbe en las catódicas, pero el hidróxido se forma

en un tercer punto y ya no actúa como protector. Por esto es peligrosa la acción

electroquímica de las pilas locales sobre un metal en contacto con agua salada aireada.

GRÁFICO # 9 SUPERFICIE METÁLICA OXIDADA (CALAMINA) RAYADA

MECÁNICAMENTE



La oxidación de los compuestos ferrosos, en concentraciones elevadas de oxígeno, es

suficientemente rápida para hacer precipitar el hidróxido férrico relativamente cerca del

42

metal. En concentraciones más bajas, sólo una parte de los iones ferrosos se encuentran

oxidados y los óxidos ferroso y férrico se combinan para originar magnetita porosa a

una cierta distancia de la superficie metálica.

3.1.1.3.1.2. Equilibrios carbónicos

Es prácticamente imposible entender el comportamiento del agua si no se tiene un

conocimiento bastante preciso de estos equilibrios; así, pues, será útil situar la cuestión

mediante algunas consideraciones.

Todas las aguas naturales contienen ácido carbónico libre o combinado, el ácido

carbónico en el agua da lugar a dos series de sales: los carbonatos y los bicarbonatos y

además establece un segundo equilibrio químico:

Ácido carbónico carbonatos bicarbonatos

CO3H2 + CO3- -

2CO3H--

El acido carbónico, es muy poco soluble mientras, los carbonatos sólo se les conoce en

solución. Por tanto, el agua sólo puede contener en solución cantidades apreciables de

carbonato cálcico en forma de bicarbonato, lo cual significa que contiene la cantidad

suficiente de ácido carbónico, tanto combinado como libre, para mantener el equilibrio.

La alcalinidad es definida mediante su medida: se hace una valoración con una solución

de ácido sulfúrico hasta la neutralización, comprobada mediante un indicador

coloreado; si se utiliza la heliantina, que vira a pH 4,3, se obtiene la alcalinidad total, es

decir, la totalidad de las sales ácidas débiles desplazables por un ácido fuerte. La

43

alcalinidad total es una medida global que representa prácticamente los carbonatos, los

bicarbonatos y las bases.

3.1.1.3.1.3. Agresividad

En el agua como se puede encontrar oxígeno, también ácido carbónico libré o

combinado, es difícil impedir el ataque del hierro por el oxígeno, es indudable que la

naturaleza del producto de corrosión y, en particular, del depósito que se va a formar,

juegan un papel importantísimo. Ya que está constituido por una mezcla de herrumbre y

de sales minerales, en particular calizas, y se ha comprobado que los depósitos cuyo

contenido calcáreo es apreciable son mucho más adherentes y más protectores que los

de herrumbre que permanecen esponjosos. El estado de equilibrio del agua frente a la

caliza juega un papel en la corrosión y es importante conocer si, en las condiciones en

que va a utilizarse el agua, ésta tiende a depositar las sales (se denomina incrustante) o

bien a fijarlas (entonces se denomina agresiva).

La influencia de la caliza sobre la formación de los depósitos de corrosión se puede

observar en el caso del agua bicarbonatada cálcica de l0 a 30º de dureza, que contiene

CO2 agresivo y oxígeno disuelto.

3.1.1.3.1.4. Dureza

La dureza de un agua corresponde a la suma de las concentraciones de los cationes

metálicos, excepto los alcalinos en la mayoría de los casos, la dureza se debe sobre todo

a los iones de calcio y magnesio.

44

En los puntos catódicos hay formación de iones hidroxilo:

l/2 O2 + H2 O + 2 e- 2 OH

-

Produciendo localmente un verdadero endulzamiento del agua por precipitación de la

dureza carbonatada:

Ca (CO3H) 2 + 2 OH- CaCO3 + 2 H2 O + CO3

--

La formación de la capa auto-protectora es lenta cuando el agua posee una cantidad

moderada CO2 agresivo y un contenido normal de oxígeno; la capa es dura, muy

adhesiva, impermeable y también inhibe los fenómenos de corrosión. Cuando forma una

capa carbonatada de cierta dureza para evitar la corrosión en las tuberías cuando la

temperatura del agua es mayor de 5ºC, entonces un grado hidrométrico elevado entraña

la formación de una torta porosa y fangosa, particularmente molesta.

3.1.1.3.1.5 Otras sales disueltas

Los cloruros, tienen una acción corrosiva, ligada a la presencia del oxígeno, la

herrumbre que se forma en una solución salina es, esencialmente, un precipitado

producido por la acción del álcali sobre las sales de hierro en presencia de oxígeno y

que no actúa como protector; la velocidad de corrosión del acero en el agua de mar

limpia es uniforme y alrededor de 5 mm/año.

En el caso del acero, la corrosión no aumenta con la salinidad puesto que es preciso no

olvidar que el agente principal sigue siendo el oxígeno disuelto (gráfico # 10). La

presencia de sulfatos en el agua puede dar origen a una corrosión de un tipo especial,

originada por las bacterias sulfato-reductoras; en un intervalo de temperaturas

45

comprendido entre 20 y 40°C, estos organismos pueden desarrollarse bajo la costra de

herrumbre.

La herrumbre es formada en una solución salina es, esencialmente un precipitado

producido por la acción del álcali sobre las sales del hierro en presencia de oxigeno, y

no actúa como protector.

GRÁFICO # 10 INFLUENCIA DEL OXÍGENO DISUELTO EN LA

CORROSIÓN POR LA SALMUERA (VARIACIÓN DE LA CORROSIÓN EN

FUNCIÓN DE LA SALINIDAD (T=21°C))

Gramos de cloruro de sodio por litro



3.1.1.3.2. Temperatura

La velocidad de corrosión, generalmente, crece con la temperatura pero esta variable

permanece ligada a otros factores. Así la velocidad de corrosión del acero dulce en agua

46

potable aumenta un 30% entre 20 y 30°C, pero por encima de 80°C este efecto es

contrario debido a la disminución de la solubilidad del oxígeno originada por el

desprendimiento de éste (gráfico #11).

GRÁFICO # 11 CORROSIÓN DEL ACERO POR EL AGUA EN FUNCIÓN DE

LA TEMPERATURA



Un aumento de temperatura de un agua en frío es agresiva, sea incrustante, con lo que

se modifica favorablemente su comportamiento frente al metal. Otro ejemplo, en el que

la composición del medio juega un papel más importante que la temperatura, es el cinc

que en agua destilada presenta una corrosión máxima a 70°C, mientras que en agua de

ciudad, su velocidad de corrosión es una función regular de la temperatura (gráfico #

12). Una fuerte elevación de la temperatura puede modificar el tipo de corrosión; así,

las reacciones del agua sobre un material metálico dejan de ser de tipo electroquímico.

En el caso del hierro, la energía de activación de la reacción Fe + H2 O, a temperaturas

47

superiores a 200°C, es lo suficientemente pequeña corno para que tenga lugar

espontáneamente; el producto de la reacción es entonces: FeO + H2O y a temperaturas

más altas: FeO + Fe3O4+ H2. La reacción continúa bajo la acción de un fenómeno

nuevo: la difusión del metal a través del óxido cristalino FeO o Fe3O4. Cualquier

variación de la temperatura puede resquebrajar y descascarillar el óxido; o bien por vía

química: un exceso de oxígeno transforma el Fe3O4 en Fe2 O3 no protector.

GRÁFICO # 12 CORROSIÓN DEL ZINC POR EL AGUA DESTILADA EN

FUNCIÓN DE LA TEMPERATURA



3.1.1.3.3. Velocidad de circulación

La velocidad de circulación, actúa fijando los productos de corrosión que están en

contacto con el metal y facilita el acceso, más o menos rápido, de los agentes de

corrosión o inhibición.

48

No existe una respuesta sencilla que permita conocer cuál será la consecuencia al

aumento de la velocidad que circula por los tubos de un intercambiador sobre la

corrosión de los mismos.

En el caso del acero, el aumento de la velocidad de circulación, provoca, como

consecuencia de la aportación de oxígeno, un incremento en la corrosión inicial. Pero,

por otra parte, el hidróxido férrico que se ha formado puede precipitar al ponerse en

contacto íntimo con el metal y de esta forma, se asegura una mejor protección posterior.

En casos donde el régimen es turbulento puede destruir la capa de óxido, protectora

por naturaleza, y originar la corrosión por picaduras como indica el gráfico # 13.

GRÁFICO # 13 EFECTO DE LA VELOCIDAD DE CIRCULACIÓN SOBRE LA

CORROSIÓN DEL CUPRO-NÍQUEL 70-30


Elaborado por: Silvia Carolina Obando

Cuando hablamos de evitar la corrosión húmeda es útil indicar, mediante una

clasificación, las diferentes disciplinas que hay que considerar.

49

La metalurgia, para la elección del material;

La hidroquímica para modificar el medio agresivo;

La físico- química, para la elección del inhibidor;

La electricidad, en el caso de la protección catódica;

La química orgánica, con pinturas y revestimientos.

3.1.2 Corrosión de acuerdo a la apariencia del metal corroído

Puede clasificarse de la siguiente manera:

3.1.2.1 Corrosión uniforme

Es el tipo de corrosión más común puede ser húmeda, seca, química o electroquímica, el

metal se va desgastando, perdiéndose toda el área expuesta del metal. Este tipo de

corrosión produce el desgaste del metal de manera más ó menos pareja y uniforme. Los

ánodos y los cátodos son formados e intercambiados sobre la superficie metálica. Este

tipo de corrosión se puede prevenir a través de inspecciones periódicas o mediante el

uso de inhibidores, o revestimientos anticorrosivos y protección catódica.

3.1.2.2 Corrosión localizada

La corrosión se concentra con intensidad en áreas específicas, varias veces mayor a la

que sucede en el resto de la superficie y los huecos resultantes pueden ser estrechos y

profundos (hasta llegar a la perforación de la pared metálica misma) ó más extendidos y

superficiales.

3.1.2.2.1 Corrosión microscópica

Puede ser clasificada de la siguiente manera:

50

3.1.2.2.1.1 Corrosión galvánica

Este tipo de corrosión se presenta cuando hay unión de dos metales dentro de un

electrolito que contiene un agente oxidante de diferente potencial. El más reactivo ó

menos noble se corroe rápidamente mientras que el más noble permanece inalterable. El

esquema típico de una celda de corrosión. Es decir el metal más catódico se protegerá,

mientras que el más anódico incrementará su velocidad de corrosión. La corrosión

galvánica no se presenta en atmósferas secas no conductoras, Por el contrario, se da en

una atmósfera con humedad alta y en presencia de sales conductoras o ambientes

marinos.

En la actualidad podemos observar este tipo de corrosión cuando utilizamos remaches

de hierro en un tanque que tiene planchas de bronce, podemos observar cómo los

remaches de hierro desaparecen en muy poco tiempo.

Se puede controlar este tipo de corrosión utilizando recubrimientos, a través de la

protección catódica utilizando ánodos de sacrificio, a base de zinc, que se colocan a

ciertos intervalos en un sistema de tuberías de acero al carbón, haciendo que en éste

caso el material menos noble (zinc) se corroa mientras que la estructura que queremos

proteger se mantiene inalterable. Cada cierto tiempo obviamente, tendremos que

reemplazar los ánodos desgastados de zinc, también se la puede controlar mediante

inhibidores y diseños que aislan las paredes galvánicas.

3.1.2.2.1.2 Corrosión por erosión

El movimiento de un metal sobre una superficie metálica, o la alta velocidad ó

turbulencia de un fluido que contiene también agentes oxidantes ó corrosivos quienes

51

actúan alternativamente, destruyendo las capas protectoras sobre la superficie metálica

ocasiona la fricción metálica, y provocando este tipo de corrosión. Un ejemplo de este

tipo de corrosión es el de los aceros al carbón, donde se tiende a formar una capa

protectora de carbonato de hierro, el metal se ve atacado cuando dicha capa es destruida

por efecto de velocidad y turbulencia.

Se puede evitar la corrosión por erosión mediante la selección de materiales más

resistentes, revestimientos, protección catódica, aumento de diámetro de tuberías, etc.

3.1.2.2.1.2. 1 Corrosión por cavitación

Es el tipo de corrosión causado por la formación y colapso posterior de burbujas de

vapor, debido a cambios rápidos en la presión de un sistema. Los impulsores de bombas

centrífugas son más susceptibles a éste tipo de corrosión.

3.1.2.2.1.3 Corrosión diseminada o picado (Pitting)

Catalogada como el tipo de corrosión más destructiva, y peligrosa porque el ―pitting‖

puede causar fallas en los equipos, sin haberse desgastado todo el material, es difícil

detectarlos debido a su tamaño y porque están cubiertos con productos de corrosión. El

sulfato actúa de tal manera produciendo picaduras en el metal. Este tipo de corrosión se

puede evitarse haciendo una buena selección del material, preparación de superficies,

remoción de iones agresivos, eliminación de agentes oxidantes, inhibidores y control de

proceso como la velocidad y temperatura.

52

3.1.2.2.1.3. 1 Celdas de aereación diferencial

Este tipo de picadura se origina por la diferencias de aereación en zonas que tienen

contacto con el oxígeno atmosférico

3.1.2.2.1.3. 2 Corrosión bajo depósitos

Esta picadura es una variación de la tuberculación por oxígeno, se origina por la

depositación de incrustamientos, óxidos productos de corrosión y lodos de tipo poroso

sobre áreas determinadas de la superficie metálica, propiciando diferencias en la

concentración de gases disueltos. Este tipo de picadura se observa generalmente en el

fondo de tuberías y tanques.

3.1.2.2.1.4 Selectiva

Este tipo de corrosión se da cuando hay remoción de uno de los elementos de aleación

acabando con sus propiedades mecánicas, en la práctica la podemos observar cuando

hay remoción de zinc de las aleaciones de CuZn. Se puede evitar esta corrosión

mediante la adecuada selección de materiales.

3.1.2.2.1.5 Rendijas

Frecuentemente es encontrada dentro de rendijas, huecos, empaques, grietas. Se origina

cuando quedan soluciones en huecos, superficies de empaque, uniones traslapadas,

grietas, depósitos de arena, productos de corrosión. El período para que se de corrosión

puede demorarse meses, hasta años dependiendo del metal y el medio al que se

encuentra expuesto.

53

3.1.2.2.2 Corrosión microscópica

Entre sus clasificaciones más comunes tenemos:

3.1.2.2.2.1 Corrosión intergranular

Este tipo de corrosión se puede mostrar en el gráfico # 14.

GRÁFICO # 14 REPRESENTACIÓN DE LOS GRANOS DE UN

DETERMINADO METAL



La corrosión intergranular se presenta en metales y aleaciones y se desarrolla en los

límites del grano. La consecuencia es la desintegración de la aleación. Puede ser

causada por: la presencia de impurezas en los límites del grano, el enriquecimiento o

depresión de uno de los aleantes de la zona límite del grano.

3.1.2.2.2.2 Corrosión por esfuerzo

Las fracturas son originadas simultáneamente por esfuerzos de tensión y medios

corrosivos, que atacan a la superficie, son muy delgadas. La corrosión se da cuando hay

tensiones elevadas originando disolución anódica elevada. Es controlada mediante la

54

disminución de esfuerzos aplicados, como también modificando el ambiente, mediante

protección catódica, inhibidores, selección de materiales.

3.1.2.2.2.3 Corrosión por ataque por hidrógeno

El átomo de hidrógeno (H), tiene una gran capacidad para difundirse a través de las

paredes metálicas y aprovechar cualquier espacio para acumularse, donde se convierte

en molécula (H2), la cual ocupa un mayor espacio. Con el tiempo la presión ejercida por

las moléculas genera la formación de cavernas de mayor tamaño, las mismas que

producen un hinchamiento en el área y la posterior falla del metal. El hidrógeno penetra

en el metal originando deformación o destrucción total de material, dando lugar a un

tipo de falla denominada fragilización. De la misma manera la formación de hidruros

frágiles. Cuando esto sucede en aceros de baja resistencia, se le denomina

ampollamiento y es un problema que puede causar roturas y fugas en las tuberías

atacadas.

Si el acero contenido en el hidrógeno, no se ha fracturado, el acero puede ser recuperado

mediante tratamiento térmico adecuado. En ambientes húmedos y con presencia de

H2S, se produce otro tipo de falla por hidrógeno denominado fractura por esfuerzo al

sulfuro. Que es producida en presencia de: H2S, agua, inclusive trazas de ella, un acero

de alta resistencia sometido a un esfuerzo de tensión o carga. El tiempo para que ocurra

esta fractura por sulfuro puede tardar, horas, días o años.

También existen las fallas por hidrógeno a alta temperaturas, el hidrógeno con el

carbono del metal formando metano (CH4), a altas temperaturas ocupa un volumen

mayor causando fracturas y cavernas dentro de la microestructura del metal.

55

El control para este tipo de corrosión puede ser: usando revestimientos resistentes a la

penetración del hidrógeno, uso de inhibidores, selección de materiales, acero

desoxidado, etc.

3.1.2.2.2.4. Corrosión causada por fatiga

Cuando hay reducción de la resistencia a la fatiga es porque hay la presencia de medios

corrosivos, ocurre cuando un metal es sometido a esfuerzos cíclicos ó repetitivos.

Esfuerzo se denomina al límite de endurancia y generalmente es más bajo que el

esfuerzo de trabajo ó tensión. La perfomance de los metales sujetos a esfuerzos cíclicos

es determinada ploteando el esfuerzo al cual se produce la falla versus el número de

ciclos antes de producirse la falla. Las fracturas debido a fatiga del metal, siempre

comienzan a producirse en la superficie, rayaduras, diferencias de material, inclusiones

ó porosidades que actúan como elevadores del nivel de esfuerzo. La presencia de gases

disueltos, O2, CO2, H2S, y la fragilización por hidrogeno afecta seriamente la resistencia

del metal a la fatiga, por cuanto su acción origina picadura en las superficies del metal

Los aceros al carbón, presentan un límite de endurancia generalmente es entre 40 y 60

% de su esfuerzo de tensión y depende de la micro-estructura y tratamiento térmico del

acero.

3.1.3 Corrosión microbiológica (También microbiana o biológica)

Ocurre como resultado directo o indirecto de la actividad de los organismos vivientes,

como organismos microscópicos como bacterias o macroscópicos como algas. Pueden

existir en suelos, aguas naturales, aguas de mar, petróleo, sistemas de refrigeración. El

56

proceso metabólico de los organismos consume determinados productos y generan otros

que afectan a la corrosión de la siguiente forma:

Por influencia en áreas anódicas y catódicas

Por influencia sobre las superficies protectoras

Por crear condiciones corrosivas

Porque producen depósitos

3.1.4 Haz (Corrosión por Zona Térmicamente Afectada)

Este tipo de corrosión se aprecia en las zonas de soldadura de una tubería. Durante la

soldadura de dos tuberías, y por efecto del arco térmico, las zonas adyacentes pueden

ser afectadas por la temperatura que cambia la microestructura del metal la cual es

diferente de la microestructura de zonas más alejadas del área de soldadura y por lo

tanto se crean dos metales con diferentes potenciales.

3.1.5 Corrosión en la producción del petróleo

Su clasificación depende de medio al que se encuentre expuesto el metal, como se

describe a continuación:

3.1.5.1 Corrosión por Oxígeno

Pozos: Es poco probable. En operaciones de levantamiento con gas, es posible

introducir gas con cierto contenido de oxígeno, formando corrosión.

Tubería de Perforación: La presencia de oxígeno y esfuerzos cíclicos (fatiga)

son las principales causas de fallas en la tubería de perforación, especialmente

57

por el tipo de corrosión de picadura que es causada por el oxígeno. Puede ser

neutralizada por la adición de secuestrantes a base de bisulfitos de amonio ó

sodio.

Equipo de superficie: se presenta en la parte externa en los equipos, en áreas de

gran humedad. La suciedad de las paredes, presencia de sal, polvo actúan como

esponjas acumulando agua que en presencia de oxígeno acentúa la formación

de celdas de aereación diferencial. En los tanques de almacenamiento se puede

observar en las superficies interiores de los techos que son atacadas por

combinación de presencia de humedad condensada en la superficie interior y de

oxígeno introducido por la ―respiración‖ del tanque (gráfico # 15).

GRÁFICO #15 CORROSIÓN EN TECHOS DE LOS TANQUES

CORROSION EN TECHOS DE TANQUESCORROSION EN TECHOS DE TANQUES

PETROLEO

CORROSION SEVERA DEBIDO A

AGUA AEREADA CONDENSADAEL AIRE ENTRA Y SALE

CUANDO TANQUE RESPIRA

VAPORES DE AGUA CON H2S

AGUA SALADA



Equipo de inyección de agua: La presencia de oxígeno en el agua de inyección,

que forma tubérculos, constituidos básicamente por óxidos é hidróxidos de

58

hierro, los cuales dan lugar a obstrucciones en el equipo y taponamiento de la

formación. La superficie situada debajo de los tubérculos, presenta corrosión

localiza de apreciable profundidad. La acumulación de masas biológicas

también genera un problema similar y además producción de gases ácidos.

Plataformas mar afuera: La presencia de oxígeno ataca también las

plataformas en el mar. En las diferentes zonas como: La zona de fondo marino,

situada debajo del lecho marino, la zona sumergida, situada en contacto con la

masa de agua de mar , la zona de salpicadura situada en la superficie del mar y la

zona atmosférica, situada en toda la parte expuesta a la atmósfera. La zona más

afectada generalmente es la zona de salpicadura, por la diferencia en la

concentración de oxígeno y consiguiente formación de picaduras.

3.1.5.2 Corrosión dulce (por CO2)

Pozos de Gas: El dióxido de carbono ataca en estos pozos formando picadura

muy profunda, que puede atravesar la pared del metal en corto tiempo, debido a

la formación de ácido carbónico y posterior ataque directo contra el metal.

Pozos de petróleo: La corrosión por CO2 en pozos que producen agua y

petróleo se da en todo tipo de pozo y en toda la superficie expuesta. La corrosión

se evidencia por formación de picaduras profundas y escarpadas, tanto en la

tubería de producción como en el casing ó tubería de revestimiento. En las zonas

más profundas del pozo, los niveles de CO2 disueltos suelen ser muy altos y si

no suministramos protección con inhibidores de corrosión, el casing resulta

seriamente corroído. En los pozos de bombeo mecánico, las varillas resultan

59

seriamente afectadas, por picadura severa y corrosión por fatiga. Fallas en los

acoplamientos debidos a corrosión por fatiga desgaste y erosión. Y en los pozos

de levantamiento con gas, se presentan los casos más severos debido a la gran

profundidad de éstos pozos, altas presiones (presión parcial de CO2 alta) y alta

producción de agua. El problema se agrava cuando el gas de levantamiento

contiene oxígeno. Estos pozos son difíciles de tratar por la dificultad de hacer

llegar inhibidores de corrosión a zonas situadas debajo de la zona de inyección

del gas.

Equipo de superficie: La corrosión del equipo de superficie es menor en

intensidad que en los pozos, por cuanto, la presión en ésta parte del sistema es

menor, el CO2 ha pasado a la fase de gas.

3.1.5.3 Corrosión Agria (por H2S)

Pozos de Gas: El ataque por H2S se caracteriza por la localización de la

corrosión en áreas determinadas en la superficie metálica pero poco profundas y

aisladas. Puede presentarse fallas, o picadura.

Pozos de petróleo: El H2S causa picaduras no pronunciadas y que aparecen

como depresiones. En la parte externa de la tubería de producción e interna del

casing, y en zonas situadas sobre el nivel del fluido, pueden presentarse

picaduras más escarpadas y profundas (gráfico # 16). Debido a la expulsión y

saturación de éste espacio anular con gases ácidos.

60

GRÁFICO # 16 CORROSIÓN EN EL CASING

FORMACIÓN PRODUCTORA

H2S,

CO2

GOTAS DE AGUA

CONDENSADA

AQUIFERO SUPERFICIALFRÍO

O2

TUBING

CASING

NIVEL DE FLUIDO

CORROSIÓN INTERNA EN EL CASING

Fuente: [email protected]


En pozos de bombeo mecánico, la corrosión por H2S, se presenta en las varillas como

picaduras aisladas, con pequeñas fracturas en las bases de esas picaduras.

Equipo de superficie: En los tanques de almacenamiento y cuando hay

presencia de oxígeno, la corrosión por H2S puede ser muy severa y rápida tanto

en el fondo del tanque en la zona de agua como en la superficie interna de techo,

por condensación de agua saturada con H2S.

3.1.6 Corrosión por bacterias

Esta morfología, típica de la corrosión bacteriana, es un elemento clave para determinar

la participación de los microorganismos en procesos de corrosión interna, las bacterias

se asocian entre sí mediante la producción de una matriz polisacárida conocida como

biopelícula, la cual les permite adherirse a las superficies metálicas, acumular nutrientes


61

y protegerse de cambios externos adversos. Cuando esta ―gelatina‖ se adhiere en la

interfaz metal/producto se genera un proceso de ataque al metal caracterizado por una

expansión concéntrica circular con respecto al cúmulo de bacterias, presenta

excavaciones con bordes definidos, redondeados, no angulosos, tipo sacabocado y

agrupados a manera de panal de abejas .

3.2 MÉTODOS DE CONTROL DE LA CORROSIÓN

La corrosión puede ser controlada de varias maneras, existen muchas tecnologías

desarrolladas para atacar los fenómenos de corrosión. Entre las técnicas más populares

figuran las siguientes:

3.2.1 Aplicación de inhibidores de corrosión

Entre sus características tenemos:

3.2.2.2 Definición de inhibidores de corrosión

Este tipo de sustancias que detiene o retarda la reacción química, por lo tanto evitan

que el material se deteriore menos, son químicos cuyo uso es controlado debido a que

generalmente son sustancias tóxicas. Son agregados en pequeñas cantidades a los

ácidos, aguas de enfriamiento, vapor y otros ambientes, ya sea continua o

intermitentemente para evitar una corrosión seria.

Según su mecanismo de acción y composición se pueden clasificar en:

Inhibidores de absorción: Sustancias orgánicas que se absorben sobre el metal

y suprimen las reacciones de oxidación y reducción. Un ejemplo de este tipo de

inhibidores son las aminas orgánicas.

62

Inhibidores “venenos”: Tales como el arsénico y el antimonio que retardan la

reducción del hidrógeno. Son específicos en medios ácidos pero muy poco en

donde la reacción catódica sea la reducción del oxígeno.

Inhibidores barredores de oxigeno: Por reacciones químicas se comen el

oxígeno, bajando la corriente de corrosión.

Inhibidores oxidantes: Se emplean fundamentalmente para inhibir la corrosión

de metales, y aleaciones que presentan transiciones activo- pasivo, tales como el

hierro, sus aleaciones y aceros inoxidables.

Inhibidores fase vapor: Similares a los inhibidores orgánicos, de tipo absorción

y poseen presión de vapor muy alta por lo que inhibe la corrosión atmosférica,

de metales sin estar en contacto directo con la superficie del metal, este tipo sólo

se usa en ambientes cerrados como contenedores, o en el interior de máquinas

durante el embarque.

3.2.1.2 Condiciones generales para el uso de inhibidores

El inhibidor se consume

La cantidad y tipo de inhibidor depende del proveedor, a través de

pruebas y errores.

En los inhibidores de absorción es necesario saber si la cantidad

determinada cubre toda la superficie.

Se pueden mezclar los inhibidores compatibles.

63

3.2.1.3. Métodos de monitoreo y evaluación de performance de los inhibidores de

corrosión.

Representa el conjunto de métodos técnicos y científicos desarrollados para evaluar y

medir la velocidad y tipo de corrosión.

3.2.1.3.1 Inspección de equipo

3.2.1.3.1 1 Análisis y Registro de fallas

El análisis debe ser acompañado por el registro de las condiciones de operación al

momento de ocurrir la falla y todos los datos de monitoreo y correspondientes análisis

de hierro, lecturas de velocidades de corrosión, dosificación y continuidad del inhibidor

de corrosión en el sistema, etc. Finalmente, debe consignarse toda la información

correspondiente al pozo: No. de pozo, área, equipo, etc.

3.2.1.3.1.2 Inspección de Tuberías en Talleres especializados

Es la técnica más realista para la evaluación de un programa de corrosión por que

permite analizar el estado de las tuberías de producción después de cada ciclo de

servicio, incluyendo tubería y acoplamientos, y se retira la sarta del pozo, y es llevada a

talleres para efectuar una inspección utilizando diferentes técnicas: generalmente

ultrasonido y electromagnetismo.

3.2.1.3.1.3 Inspecciones Directa en Tuberías instaladas

Entre los métodos más comunes tenemos:

64

3.2.1.3.2. Métodos por pérdida de peso

Puede ser realizada mediante:

3.2.1.3.2.1 Cupones y testigos

Consiste en la instalación de pequeñas láminas del mismo material que el del equipo

que se va a evaluar, previamente preparadas y pesadas (a 0.001 de gramo), y luego se

instalan en el interior de la tubería manualmente ó utilizando insertores especialmente

diseñados. El cupón se puede dejar dentro del sistema durante un período determinado

(entre 20 días ó más) y luego se retira y se analiza para determinar: presencia de

depósitos (corrosión localizada, uniforme, corrosión por actividad bacterial, etc.). En la

tabla #4 se detallan las formulas a usarse para determinar corrosión con el método de

cupones.

TABLA # 4 FÓRMULAS UTILIZADAS PARA DETERMINAR LA VELOCIDAD

DE CORROSIÓN CON EL USO DE CUPONES

Velocidad de corrosión Ecuación

Uso de cupones Milésimas de pulgada por año = Pérdida de peso (gr) x 365,000

Densidad (gr/cm3

) x 16.4 x Área expuesta (pulg2) x tiempo (días)

Corrosión localizada, mediante uso de

cupones

Milésimas de pulgada por año = Profundidad de la depresión más profunda (milésimas de pulgada) x 365 Tiempo de exposición (días)

Fuente: NACE, Nacional Association of Corrosión Engineers, ha estandarizado el Método RP-07-75

―Preparation and Installation of Corrosion Coupons and Interpretation of Test Data in Oil Production

Practice‖


65

Su ventaja principal es que la corrosión es medida en el mismo lugar de interés, y a las

mismas condiciones de flujo que la tubería instalada en todo el sistema, pudiéndose

inclusive evaluar áreas donde no es posible instalar cupones. Su desventaja principal

estriba en que son costosos para instalarse, se requieren válvulas para aislarlos y

poderlos retirar en operación.

3.2.1.3.3 Métodos eléctricos/electroquímicos

Este tipo de método es realizado mediante:

3.2.1.3.3 .1 Probetas de Resistencia a la Polarización Lineal

Básicamente consiste en una probeta con dos ó tres electrodos que se pueden

reemplazar y que deben ser del tipo de metal que se va a evaluar. La probeta es

insertada en un determinado punto del sistema con la posición de los electrodos,

alineada en la dirección del flujo dentro de la tubería. El principio de operación de estas

probetas se basa en la naturaleza electroquímica de la corrosión, según la cual, los

electrones se transfieren entre el ánodo y el cátodo, resultando un proceso de oxidación

(corrosión) en el primero y uno de reducción en el segundo. Estas probetas requieren

siempre de un medio conductivo. Trabajan muy bien en sistemas donde la producción

de agua es por lo menos 80 % en volumen y tienen un costo razonable. En periodos

largos se puede determinar formas de la corrosión, estudiando la superficie de los

electrodos, los cuales inclusive pueden ser procesados como cupones de corrosión.

66

3.2.1.3.3.2 Analizador Potentiodyne

Instrumento que mide la corrosión utilizando una probeta especial que permite obtener

curvas de polarización. Me Permite analizar valores de corrosión, reacciones

electroquímicas responsables de la corrosión y la perfomance del inhibidor de corrosión.

Por trazamiento de líneas de intersección a las curvas anódicas y catódicas y

extrapolación de la curva anódica de retorno se puede determinar valores aproximados ó

tendencias del sistema a la corrosión por picadura. El análisis de la curva catódica de

retorno puede utilizarse para evaluar efectos de oxígeno en las reacciones de corrosión

3.2.1.3.3.3 Probetas de Resistencia Eléctrica

Las probetas de resistencia eléctrica, consisten básicamente de dos circuitos, uno de

ellos expuesto al medio corrosivo y el otro protegido de él. Ambos circuitos tienen una

resistencia cada uno, y la resistencia expuesta en el medio corrosivo tiende a desgastarse

(corroerse) por agresividad del medio reduciendo su sección transversal, la misma que

hace variar la resistencia eléctrica en ésa parte del circuito. El instrumento mide el

cambio de resistencias en ambos circuitos y lo transforma en intensidad de corriente y

dicha intensidad de corriente considerada dentro de un período de tiempo nos permite

calcular la velocidad de corrosión en milésimas de pulgada por año durante dicho

período. No requieren un medio conductor. Pueden trabajar en cualquier ambiente:

tuberías de agua producida, producción mixta agua, petróleo y gas. Son relativamente

costosas.

67

3.2.1.3.3.4 Probetas Galvánicas

Consisten en un par de electrodos de diferentes metales: bronce y acero al carbón. Que

son conectados a un medidor, mientras la probeta se inserta en el medio corrosivo.

Cuando los electrodos alcanzan el equilibrio en el medio corrosivo, el flujo de corriente

puede ser leído en el medidor. El flujo de corriente es proporcional a la corrosividad del

ambiente, Este tipo de probeta es muy aplicable a mediciones de oxígeno disuelto y

tiene las mismas limitaciones que los cupones de corrosión.

3.2 .2. Protección catódica

Es el método utilizado para controlar la corriente de corrosión en metales expuestos a

medios como suelo, agua y concreto, se utiliza juntamente con recubrimientos y

aislamiento eléctrico. Una superficie que se encuentra sumergida o enterrada en un

electrolito, microscópicamente existen cientos de celdas de corrosión. Teóricamente la

protección catódica es el procedimiento eléctrico para proteger las estructuras metálicas

enterradas ó sumergidas contra la corrosión, el cual consiste en establecer una diferencia

de potencial para que convierta a las estructuras metálicas en cátodo, mediante el paso

de corriente eléctrica proveniente del sistema de protección seleccionado.

3.2.3 Pinturas anticorrosión.

Un tipo de protección más antigua en el recubrimiento del hierro es con pinturas. El

objetivo de la pintura es, situar una pantalla protectora entre el objeto, y 1os agentes

externos; la misma definición se aplica, por otra parte, a los revestimientos con esmalte,

metales u otras materias. La pintura, en el momento de aplicarla, forma una película

delgada, plástica y adhesiva, en la superficie metálica posteriormente, la pintura se seca

68

por evaporación de los disolventes que lleva, le origina la aparición de discontinuidades

debidas a la presencia de polvo y rugosidades de la superficie del metal. La

impermeabilidad de la película de pintura es imperfecta y por esta razón es necesario

incorporar pigmentos activos, tales como el aluminio o el zinc en polvo, o productos

pasivantes, tales como el minio de plomo o el cromato de zinc. Gracias a la pintura

anticorrosión, el usuario dispone de dos medios de defensa que actúan de diferente

manera: uno, actuando físicamente hacia el exterior, mediante el que se obtiene un

caparazón lo mas estanco posible y más resistente al medio agresivo que el soporte

mismo; el otro, actuando químicamente hacia el interior por un proceso que se opone a

la destrucción del soporte. El papel principal de la pintura es de crear las condiciones

que han de oponerse a la corrosión del metal. La pintura actúa mediante elementos

químicamente activos, como el pigmento inhibidor de la corrosión.

La capa primaria de pintura sólo interviene para oponerse químicamente a la corrosión

del metal en la medida en que las capas superficiales cumplan imperfectamente su

misión ya sea por su porosidad o porque se destruyen accidentalmente o por

envejecimiento. Estas capas primarias anticorrosión, reciben otras capas superficiales y

su misión no es sólo la de dar un aspecto agradable a la vista, sino completar

especialmente el sistema de protección. Lo más frecuente es aplicar dos capas de pintura

al aceite, con óxido de zinc como pigmento, pero cuando el medio es alcalino, existe el

peligro de una saponificación del aceite, y si el medio es muy ácido, un ataque del

óxido. Debido a esto, es por lo que, si el ambiente es alcalino y húmedo, se prefiere

utilizar los ligantes gliceroftálicos o formofenólicos. En presencia de sulfuro de

hidrógeno es mejor utilizar aquellas pinturas que no se secan por oxidación, al aire, sino

69

por evaporación del disolvente (caucho dorado) o por catálisis en frío (resinas epoxy).

La gama de productos ofrecidos en la actualidad por los fabricantes de pinturas, permite

llevar acabo revestimientos que son capaces de proteger eficazmente las estructuras

metálicas contra la corrosión atmosférica.

70

CAPÍTULO IV

71

CAPÍTULO IV

4. TANQUES DE ALMACENAMIENTO

La inspección de los tanques de almacenamiento se debe realizar mediante el

seguimiento de normas. Los temas principales a tratarse en una inspección de tanque es

el sistema contra incendios y la corrosión.

4. 1 INSPECCIÓN DE TANQUES SEGÚN LA NORMA API 653

Como puede observarse en el anexo # 1, en la sección 6- 3 de la norma se explica que

la inspección de los tanques debe ser realizada de diferentes maneras:

En el exterior del tanque, mediante inspecciones de rutinas, de manera visual en el sitio

particular, la cual la realiza el personal de operación. El personal debe conocer acerca de

las facilidades de mantenimiento, los funcionamientos del tanque y las características

del producto que lo contiene. La inspección rutinaria se debe realizar en evidencia de

goteras, distorsiones de la cáscara del metal, corrosión, capas de pintura y aislamiento.

Esta inspección debe realizarse cada cinco años. Inspección ultrasónica externa, ayuda

a determinar la corrosión e indica la integridad de la cáscara del metal, incluso estando

el tanque en servicio.

La protección catódica es usada cuando existe corrosión en el fondo del tanque. El

inspector autorizado que es responsable para la evaluación de un tanque debe dirigir una

inspección visual y debe asegurar la calidad e integridad del examen y dar los

resultados. Si la inspección interior se realiza con el propósito de determinar la

condición e integridad del fondo del tanque, la inspección debe realizarse mediante

72

ultrasonido, evaluando el espesor del fondo del tanque. Los métodos electromagnéticos

pueden usarse con el sistema de inspección ultrasónica

4. 2 INSPECCIONES DE TANQUES SEGÚN LA NORMA SHI-016 DE

PETROECUADOR (ANEXO # 2)

Los tanques de almacenamiento tienen diques de tierra para evitar que el fuego se

propague a otros tanques. Los tanques deben estar bastante separados unos de otros de

acuerdo a la norma PETROECUADOR SI-006, como puede verse en la tabla #5. Para

disminuir aún más el riesgo de incendio, las luces descubiertas y los alambres eléctricos

no deben permitirse en la vecindad de un tanque de almacenamiento de petróleo,

también debe estar prohibido fumar al realizar trabajos en caliente sin autorización. En

caso de incendio el petróleo puede consumirse en unos 15 cm/hora, un tanque de 10

metros de alto y de cualquier diámetro puede durar ardiendo de 60 a 65 horas.

4.3 INCENDIOS Y EXPLOSIONES

La mala hermetización en la construcción de los tanques que almacenan hidrocarburos

de gran volatilidad, y las altas presiones internas que se pueden generar en los tanques

que no tienen sistemas adecuados de venteo, debilidad y mal manejo del producto por

parte de la persona que opera, generan las explosiones.

4.3.1 Fuego

El fuego es una reacción química que se produce cuando el material se une al oxígeno

dando como resultado la presencia de llama.

73

Para que exista fuego debe coexistir simultáneamente tres agentes: oxígeno, materia

combustible y calor. El calor puede ser eliminado por el enfriamiento, el agua es el

agente enfriante más común y puede ser aplicado en forma de chorro, ducha finamente

dividida o incorporada a espuma. El oxígeno puede ser eliminado del fuego si se cubre

el mismo con espuma química o mecánica.

4.3.2 Clasificación de los Incendios

El incendio cuando empieza es generalmente pequeño, pero puede extenderse

rápidamente fuera del control de los equipos existentes para contrarrestarlos.

Los incendios (fuegos) se clasifican de acuerdo a los materiales combustibles que los

alimentan y son los siguientes:

Incendios Clase A.- Son incendios que ocurren en materiales como: madera,

papel, telas, basura, etc. El extinguidor más comúnmente usado es el agua o

espuma que contenga gran cantidad de esta sustancia, el polvo químico llamado

ABC (a base de fosfatos monoamónicos) también puede ser utilizado y con

buenos resultados.

Incendios Clase B.- Son aquellos que se producen en líquidos inflamables tales

como gasolina, aceite y grasa. En los incendios de esta clase es de principal

importancia producir una capa de extinción sobre el líquido. Un chorro continuo

de agua probablemente puede propagar el incendio, en algunas circunstancias se

puede utilizar pitones que produzcan niebla de agua. Estos incendios pueden ser

combatidos mediante el uso de extinguidores de polvo seco, extinguidores de

74

CO2 o espumas químicas o mecánicas. Su selección depende de las

características del fuego.

Incendios Clase C.- Son aquellos que ocurren en o cerca de equipos eléctricos.

Un agente extinguidor no conductor, tal como CO2 o productos químicos secos

pueden tener un efecto de amortiguación. No se debe utilizar un chorro de agua

puesto que el agua es un buen conductor y puede exponer el individuo a un

riesgo de shock eléctrico.

Incendio Clase D.- Son aquellos que se presentan en ciertos tipos de metales

combustibles tales como magnesio, sodio, litio, potasio, aluminio, titanio o zinc

en polvo. Para contrarrestar este tipo de fuego se han desarrollado técnicas

especiales y equipos de extinción (extinguidores tipo D); este tipo de extinguidor

contiene cloruro de sodio con aditivos de fosfato tricálcico o compuestos de

grafito o coque.

4.3.3 Prevención y Control de incendios en Tanques de Crudo

Para lograr protección contra los riesgos de incendio y explosión en tanques de

almacenamiento de petróleo, no sólo es importante los aparatos para controlar el fuego,

sino los métodos de diseño, construcción y medidas preventivas que eviten esto.

4.3.3.1 Muro de contención o Muro cortafuegos

El muro cortafuego alrededor de tanques de almacenamiento constituye una de las

medidas de seguridad imprescindibles. Entre sus propósitos esta:

75

Contener dentro del muro todo el producto que por cualquier causa se hubiese

derramado del tanque. Este producto puede ser bombeado a otro recipiente.

En casos de emergencia por incendio, el muro cortafuego, aísla el tanque

incendiado de otras instalaciones o unidades de proceso.

TABLA # 5 DISTANCIA ENTRE TANQUES

TECHO FLOTANTE T E C H O F I J O VERTIC

AL DE

TECHO

FIJO

VERTICAL Y

HORIZONTAL

DESDE: LÍQUIDO

CLASE I

LÍQUIDO

CLASE II

TANQUES < 46m 1/6 de la suma de

diámetros de

los tanques adyacentes

pero no

< 1.5 m.

1/6 de la suma

de diámetros de

los tanques

adyacentes pero

no < 1.5m

1/6 de la suma

de

diámetros de los

tanques

adyacentes

pero no < 1.5

m.

TANQUES > 46m. 1/4 de la suma de

diámetros de los

tanques adyacentes

LÍMITE DE LA

PROPIEDAD.

INCLUYENDO VÍA

PUBLICA

CON PROTECCIÓN POR

INERTIZACIÓN O ESPUMA

½ diámetro el

tanque sin

exceder de 30

metros

½ medio de lo

establecido en la

tabla No 2

CON

PROTECCIÓN *

CON PROTECCIÓN *

½ diámetro del tanque

sin exceder de 30

metros

Diámetro del

tanque sin

exceder de 50

metros

(1) Según tabla No

2 (2) 1 ½ valor

anterior no

menor 7.5 metros

SIN PROTECCIÓN SIN PROTECCIÓN *

Diámetro del tanque sin

exceder

2 diámetros

de tanque sin

(1) 2 veces lo

establecido

76

de 50 metros exceder de

105 m

en la tabla No 2

(2) 3 valor anterior

no menor 7.5 metros

LÍMITE DE LA

PROPIEDAD O

DESDE EDIFICIO

INTERNO

CON PROTECCIÓN POR

INERTIZACIÓN O ESPUMA

1/6 diámetro del

tanque sin

exceder de 10

metros

½ de lo establecido

en la

tabla No 2

CON

PROTECCIÓN

CON PROTECCIÓN *

1/6 diámetro del tanque

sin exceder de 10

metros

1/3 diámetro del

tanque sin

exceder 20 m.

(1) según tabla No

4

(2) 1.5 valor

anterior no <

7.5 m

SIN PROTECCIÓN SIN PROTECCIÓN *

1/6 diámetro del tanque

sin exceder 10 metros

1/3 valor del

tanque sin

exceder 20 m

Según tabla No 2,

1 ½ valor anterior

no <15m

-CAMINOS

PÚBLICOS

VÍAS FÉRREAS.

- CASAS O

INSTALACIONES

INDUSTRIALES

BOSQUES.

-SALA DE BOMBAS

CONTRAINCENDIO

S

NOTA 1: Para presiones Inferiores a 2.5 psiQ

NOTA 2: Para presiones superiores a 2.5 psiQ

* Con o sin protección automática contra incendios

-Diámetro mayor (15 m) mínimo.

-1 ½ diámetro

tanque mayor (45 m

mínimo).

-2 diámetros del tanque mayor.

1 diámetro tanque mayor

(150 m mínimo)

diámetro tanque

mayor (30 m)

Fuente: PETROECUADOR- NORMA SI 006 DISTANCIAS MÍNIMAS PARA INSTALACIONES Y

EQUIPOS


77

A continuación describiremos los siguientes sistemas de ebullición y agentes contra

incendios:

4.3.3.2 Red de agua de Contra-incendios

El agua sirve para enfriar, extinción, sofocación, emulsión, dilución y desplazamiento.

Además absorbe el calor de cualquier material. Cuando se usa como chorro grueso, esta

puede barrer piscinas de líquido candente fuera de tanques bajo elevación. Un método

más eficiente y seguro de aplicar agua para extinguir es por medio de rociado.

Un sistema de agua está generalmente compuesto por lo siguiente:

1. Una fuente de abastecimiento de agua (tanques elevados, cisternas, ríos, etc.);

que contenga un volumen considerable, que fijada la necesidad de descarga

permita hacer frente a las emergencias.

2. Un equipo de bombeo, el cual proporcione el agua con la presión adecuada, de

acuerdo a las necesidades y riesgo.

3. Un red de distribución de agua, la cual tiene una serie de tuberías

interconectadas, que forman generalmente anillos en las aéreas a protegerse, esta

tiene salidas para hidratarse y monitores.

4.3.3.3 Sistema de Espuma

Este tipo de espuma tiene burbujas llenas de gas que flotan sobre la superficie de un

líquido inflamable, enfriando el combustible y previene la reignición evitando mezclas

de vapor y aire; son hechas de una solución de agua aireada y un pequeño porcentaje de

líquido concentrado de espuma. La espuma puede intervenir de diferentes formas como:

78

Sofocando el fuego, reprimiendo los vapores inflamables, separando las llamas de la

superficie del combustible, enfriando al combustible y las superficies del metal

adyacente. La espuma no es apropiada para extinguir incendios provenientes de gases

inflamables ni de líquidos que contienen grandes cantidades de gas líquido de petróleo.

En el gráfico # 17 puede observarse la instalación de un formador de espuma.

GRÁFICO # 17 INSTALACIÓN FIJA TÍPICA DE UN FORMADOR DE

ESPUMA DE ALTA CONTRAPRESIÓN

Fuente: Estudio para el diseño y construcción de tanques de almacenamiento de petróleo, Guido

Giovani Avalos Gavilanes y Doris Alexandra Llive Candon


Por la forma como se produce la espuma, ésta puede clasificarse como: Química y

Mecánica.

79

4.3.3.4 Químicos Secos

Son los que extinguen los incendios que involucran líquidos inflamables. Los químicos

secos son usados con frecuencia para extinguir fuegos de sellos en tanques de techo

flotante, ya sea solo o eliminado con espuma cuando una gran área del sello está

eliminándose.

Hay varios tipos de químicos secos:

Bicarbonato de sodio (regular)

Bicarbonato de sodio (compatible con la espuma)

Bicarbonato de potasio

Cloruro de potasio

Fosfato monoamonio

Carbonato de potasio

Sulfato de potasio

4.3.3.5 Hidrocarburos Halogenados

Son derivados de que atacan el incendio por inhibición química similar a químicos

secos. Se obtiene extinción rápida de fuegos clase B por que interactúan en forma de

rompe cadena para inhibir el proceso de oxidación dentro de la llama, también se

obtiene extensión rápida de incendios clase A, C. Son muy efectivos en incendios de

líquidos inflamables a gases, los halogenados son los principales agentes en la

destrucción de la capa de ozono, siendo altamente contaminante para el medio

ambiente.

80

4.3.4 Sistemas de alarma contra incendio

Diseñados en función de los sensores, pueden ser de temperatura, infrarrojos,

ultravioletas, o la combinación. Entre sus funciones está la de mandar señales al

sistema contra incendios, acciona los efectos físico-químicos de los procesos de

combustión, como calor, diferentes tipos de llamas (Tabla #6), etc.

TABLA # 6 COMPARACIÓN ENTRE VARIOS TIPOS DE DETECTORES DE

LLAMA

TIPO VENTAJAS DESVENTAJAS APLICACIÓN

INFRARROJO

(IR)

- Alta velocidad de

respuesta

- Sensibilidad moderada

- Auto- supervisión

manual

- Afectado por altas

temperaturas

- Sujetas a falsas alarmas por

la existencia de fuentes IR

en los ambientes industriales

- No posee auto supervisión

automática

- Incendios clase A y

clase B

- Locales cerrados

- Ductos de aire

ULTRAVIOLETA

(UV)

- Altísima velocidad de

respuesta

- Sensibilidad muy alta

- Auto-supervisión

automática

- Sujeta a falsas alarmas de

fuentes identificables

- El humo denso, aceites y

suciedad obstruyen el lente

reduciendo la sensibilidad


clase B

- Locales abiertos y

cerrados

COMBINADO

(IR-UV)

- Alta velocidad de

respuesta

- Sensibilidad alta

- Baja tasa de falsas

alarmas

- Rango amplio de

temperatura

- Auto-supervisión

automatica

- El humo denso reduce la

sensibilidad

- Incendios clase A, B

y D


cerrados

DUAL

(IR-IR)

- Moderada velocidad de

respuesta

- Sensibilidad moderada

- Rango de temperatura de

moderación

- Auto- supervisión manual


B


cerrados

Fuente: PETROECUADOR NORMA SHI—022. Sistema automático de detección y alarmas de

incendios.


81

4.4. CORROSIÓN EN LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO

La corrosión en los tanques de almacenamiento puede darse de diferentes maneras

debido a diversos factores que se detallarán a continuación.

4.4.1 Generalidades

Uno de los factores más importantes de tomar en cuenta en la construcción de tanques

de almacenamiento, es el factor corrosión que se presenta sobre todo en los tanques de

acero.

4.4.1.1 Corrosión

Es la reacción química o electroquímica entre un material, usualmente un metal y su

medio ambiente, que produce el deterioro del material y sus propiedades. También

puede ser la destrucción directa de un metal u otro cuerpo por obra de un agente

químico, físico u orgánico.

La corrosión en los tanques de almacenamiento se pueden clasificar en:

CORROSIÓN EXTERNA: Se produce cuando existen oxidaciones de las

paredes exteriores y de los techos de los tanques de almacenamiento como

producto de la presencia de gases como CO2, óxidos de nitrógeno o por

presencia de sólidos (partículas) en suspensión acarreadas por el viento.

CORROSIÓN INTERNA: Esta corrosión es causada por el producto que

almacena el ataque y puede presentarse:

82

A) En el fondo: por la presencia de agua sedimentos, compuestos de azufre,

sales, etc. La corrosión por contacto de aguas salinas es rápida pero no tan

destructiva como la corrosión que resulta por la presencia de compuestos de

azufre que acompañan al aceite.

B) En la pared: puede ser en toda la superficie o en determinadas zonas del nivel

del líquido causadas por las mismas sustancias antes mencionadas.

C) En el techo y su estructura: siendo causada generalmente por la emanación de

gases que al condensarse forman compuestos corrosivos.

CORROSIÓN POR EL SUELO: Esta corrosión ocurre en la superficie externa

del fondo cuando está en contacto con un suelo electrolítico. Se hace más fuerte

cuando la base sobre la cual descansa el tanque no está formada por una arena

pura y dulce, y cuando se daña el sello de asfalto alrededor del tanque y logra

penetrar humedad debajo del fondo.

La corrosión en el fondo puede ser del tipo general y afectar uniformemente

grandes extensiones, o en formas de hoyuelos muy locales (pittings) causados

por celdas de concentración en presencia de cuerpos extraños tales como

piedras, metales, etc. Otras veces la corrosión se encuentra en ciertas zonas del

suelo; por ejemplo, del lado del viento prevaleciente debido a que por ese lado

penetra más humedad debajo del fondo.

La corrosión también se puede clasificar de la siguiente manera:

4.4.1.2 Clases de corrosión presentes en los tanques

1). CORROSIÓN GALVÁNICA O POR CONTACTO

83

2.) CORROSIÓN UNIFORME O ATAQUE GENERAL COMPLETO

3.) CORROSIÓN POR PILAS DE CONCENTRACIÓN

4.) CORROSIÓN POR PICADURAS

5.) CORROSIÓN INTERCRISTALINA

6.) CORROSIÓN BAJO TENSIONES

7) CORROSIÓN POR EROSIÓN

El gráfico # 18 muestra el proceso de corrosión galvánica en presencia del metal y el

electrolito.

GRÁFICO # 18 COMPONENTES ESENCIALES PARA LA CORROSIÓN

GALVÁNICA

Fuente: Estudio para el diseño y construcción de tanques de almacenamiento de petróleo, Guido Giovani

Avalos Gavilanes y Doris Alexandra Llive Candon


84

4.4.1.3 Lixiviación selectiva

Se observa fácilmente porque las zonas atacadas muestran el color del cobre, en

comparación del amarillo del latón. Los latones con menos del 15% de zinc son

prácticamente inmunes. Adicionando estaño, arsénico, fosforo o antimonio, se aumenta

la resistencia del latón contra el descincado. Este tipo de corrosión se presenta de

manera uniforme en manchas o en puntos.

4.4.1.4 Causas de la corrosión:

La corrosión de los tanques de acero puede ser el resultado de:

1) Oxidación directa en presencia de aire y humedad

2) La presencia de electrolitos activos que atacan el metal en el agua que se deposita del

aceite, en el fondo del tanque y la acumulación de las aguas del subsuelo en la cara

inferior del fondo del tanque en el terreno de cimentación.

3) Compuestos de azufre en el aceite, especialmente ácido sulfhídrico (H2S), que se

desprende en forma gaseosa, ataca el metal del tanque formando sulfuro de hierro y se

combina con la humedad del aire para producir ácido sulfúrico corrosivo y ácido

carbónico

4) Corrosión galvánica y efecto electroquímico, como resultado de una diferencia de

potencial creada entre diferentes porciones del tanque o sustancias en contacto con él.

Como es conocido el hiero y el acero se oxidan en contacto con el aire, especialmente

en climas húmedos, este tipo de corrosión puede existir en las superficies internas y

externas del tanque arriba de la superficie del aceite.

85

El agua que se produce asociada con el petróleo, con frecuencia contiene sales disueltas

que en condiciones apropiadas forman ácidos que atacan a las placas del tanque.

Del mismo modo las impurezas que se encuentran en el aceite como el ácido sulfhídrico

(H2S), al entrar en contacto con el aire forman el sulfuro de hierro y ácido sulfúrico,

causando ambos una rápida desintegración del metal del tanque. Los electrolitos activos

en la capa de agua, debajo del aceite almacenado, atacan la superficie superior del fondo

del tanque.

Las aguas saladas del subsuelo que están en contacto con la cara inferior del fondo del

tanque a través de los espacios porosos del suelo o arena de cimentación en la que se

está levantando el tanque pueden también ser destructivas por el mismo proceso.

La corrosión por el azufre o el dióxido de carbono (CO2) puede ser destructiva por su

efecto en el interior del tanque, especialmente la superficie interior del techo, y la parte

de la coraza que está en contacto con el espacio de vapores arriba del nivel del aceite.

La acción galvánica, que causa ―picaduras‖ locales de las placas de acero, se origina

cuando se encuentran electrolitos activos, que contiene una sustancia que es

electronegativa al metal del tanque. Se crea así un flujo de electricidad que causa la

disolución lenta del metal del tanque. Las escamas de sulfuro de hierro formadas por el

ácido sulfhídrico, el óxido de hierro de las láminas o simples diferencias de

composición de las placas metálicas, secciones laminadas, remaches o tornillos que

forman la coraza del tanque y sus accesorios pueden ser suficientes para crear acción

galvánica.

86

La corrosión suele desarrollarse por ataque químico o en forma electroquímica. La

corrosión electroquímica o galvánica se presenta cuando un metal está en contacto con

el medio acuoso (electrolito), el cual es capaz de conducir electricidad, existiendo

entonces una tendencia del metal a disolver.

4.4.1.5 Métodos para reducir la corrosión en los tanques de almacenamiento

El mejor tiempo para el planeamiento de la solución a la corrosión es cuando se

encuentra en la fase de proyecto, para esto es necesario conocer las características

inherentes al medio y a los procesos involucrados en el equipo a proteger.

En conocimiento a estas características se podrá echar mano a los recursos de defensa

contra la corrosión que son:

A. Alteración del medio

B. Especificar materiales resistentes a la corrosión

C. Sobre dimensionamiento

D. Aislamiento entre el objetivo por proteger y el medio

E. Protección catódica

F. Combinación de las anteriores

El procedimiento que combate la corrosión a base de recubrimientos y pinturas es el

más conocido, empleado y experimentado. En esta clasificación entra una gran

variedad de pinturas y recubrimientos tradicionales a bases de aceites, secantes,

alquitranes, bitúmenes, parafinas, resinas naturales y otros materiales orgánicos.

Adicionalmente existen recubrimientos metálicos como el cincado, cromado, niquelado,

etc. Para lograr una buena selección del recubrimiento se debe hacer la identificación

87

correcta del medio o agente corrosivo que actúa. Con este conocimiento se puede

determinar las características deseables del material de recubrimiento.

La selección de los materiales a emplearse en diferentes medios corrosivos se realiza

teniendo en cuenta sus propiedades (mecánicas, físicas, resistencia a la corrosión,

soldabilidad, etc.), el aspecto económico y los requerimientos de servicio.

El material a utilizarse en la fabricación de las láminas de los tanques debe ser acero al

carbono, del cual se ha ´podido comprobar, que cuando el porcentaje de humedad está

por debajo del 60% la corrosión puede considerarse despreciable, teniendo una tasa de

corrosión normal de hierros no pintados en la atmósfera de aproximadamente 0.00734

pulgs/año. Sin embargo en algunas atmósferas la corrosión es más rápida pudiendo

llegar a 0.05 pulgs/año.

La corrosión exterior se reduce pintando periódicamente el techo y la coraza del

tanque. La superficie interior del techo y el interior del la coraza del tanque arriba de la

superficie del aceite, pueden protegerse de la acción corrosiva del azufre

―empapelándolas‖ con hojas de aluminio usando un adhesivo resistente al aceite para

unir la hoja a las superficies de las placas de acero.

La tabla # 7 muestra las ventajas y desventajas de los diferentes métodos de control de

corrosión en los tanques de almacenamiento.

88

TABLA # 7 COMPARACIÓN DE LOS DIFERENTES MÉTODOS DE

CONTROL

MÉTODO EJEMPLO VENTAJAS DESVENTAJAS

Sobre-diseño Elementos estructurales o placas más gruesas de lo

necesario

No se puede predecir la vida o el costo de remplazo. Costo inicial

mayor. Exceso de peso

Alterando el medio Sistemas de alimentación de

agua. Sistemas de circulación

de agua.

Es posible un control

preciso

Limitado a sistemas cerrados

Materiales resistentes a

la corrosión

Cobre, níquel, cromo.

Aleaciones de molibdeno con

hierro o acero pvc.

Polietileno. Plástico reforzado

con fibra de vidrio

Larga vida.

La única solución en

muchos casos

Altísimo costo inicial.

Se requiere mucha especialización.

Protección catódica Fondo de tanques.

Tuberías bajo agua o tierra

Simpleza.

Efectivo en presencia

de un buen electrolito

Se requiere inmersión.

Difícil de operar en inversión seca

Recubrimientos Pintura o recubrimiento Efectivos y versátiles Se requiere un análisis cuidadoso del

problema de corrosión. Preparación de

superficies y aplicación cuidadosa s

son indispensables

Diseño contra la

corrosión

Diseñado en la etapa de

ingeniería de detalle.

Se puede elegir el

método más

económico y practico

Fuente: Estudio para el diseño y construcción de tanques de almacenamiento de petróleo, Guido

Giovani Avalos Gavilanes y Doris Alexandra Llive Candon


89

El gráfico # 19 muestras las formas de reducir la corrosión a través de los diseños de

construcción, y la influencia en los factores de diseño.

GRÁFICO # 19 REDUCCIÓN DE LA CORROSIÓN A TRAVÉS DE LOS

DISEÑOS DE CONSTRUCCIÓN



90

4.4.1.5.1 Protección catódica en tanques de almacenamiento

La corrosión se puede controlar poniendo una corriente eléctrica al metal que se corroe

para hacerlo cátodo con respecto a un electrodo externo que resulta ser el nuevo ánodo

del sistema (PROTECCIÓN CATÓDICA). Los métodos principales empleados en

tanquería, para mitigar la corrosión metálica son: aplicación de métodos eléctricos y

empleo de revestimientos protectores. Uno de los fenómenos claves en el proceso de

protección catódica es la polarización (gráfico # 20), que es la modificación del

potencial a circuito abierto como resultado del paso de corriente. Disminuye la

diferencia de potencial entre el ánodo y cátodo, causando una disminución en la

corriente de corrosión.

GRÁFICO # 20 POLARIZACIÓN DE LOS CÁTODOS



La protección catódica es la polarización de los cátodos hasta alcanzar el potencial a

circuito abierto del ánodo más activo de la estructura.

91

4.4.1.5.1.1 Protección catódica por ánodos de sacrifico

Los ánodos de sacrificio se conectan directamente a las estructuras y deben ubicarse en

las posiciones determinadas con respecto a la estructura, en un lecho preparado

especialmente para evitar la formación de productos obstructivos. La ubicación de los

ánodos es crítica pues debe mantenerse en un potencial uniforme sobre toda la

superficie para evitarse la corrosión. El acero carbonizado es el mejor ejemplo conocido

de ánodo de sacrificio. Los metales comúnmente empleados para este propósito son: el

zinc, aluminio, y sus respectivas aleaciones.

En el gráfico # 21 se puede observar la instalación típica de los ánodos en un tanque de

almacenamiento de agua.

GRÁFICO # 21 PROTECCIÓN CATÓDICA POR ÁNODOS DE SACRIFICIO

EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE AGUA



92

4.4.1.5.1.2 Protección catódica por corriente impresa

Este tipo de protección se realiza mediante el uso de generadores de corriente continua o

alterna. El terminal positivo conecta a un ánodo relativamente inerte. La reacción

catódica conduce a la alcalización de los cátodos, lo cual resulta benéfico para el hierro

desnudo y perjudicial en aceros pintados porque la alcalinidad ocasiona la delaminación

de la cubierta orgánica.

El gráfico # 22 muestra la protección del piso exterior de los tanques con un sistema de

corriente impresa.

GRÁFICO # 22 PROTECCIÓN CATÓDICA POR CORRIENTE IMPRESA EN

TANQUES DE ALMACENAMIENTO



4.4.1.5.1.3 Diseño para protección catódica de tanques

Por seguridad los ánodos son soldados en el fondo del tanque, esta protección catódica

cubre toda la parte del colchón.

93

El grafico # 23 muestra el diseño para determinar la cantidad de corriente necesaria para

ser suministrada a todas las partes de la estructura hasta que alcance un criterio

aceptable de protección.

GRÁFICO # 23 FLUJOGRAMA PARA EL DISEÑO DE PROTECCIÓN

CATÓDICA



94

4.4.1.5.2 Recubrimientos industriales

Los recubrimientos industriales hacen referencia al tipo de pintura que las diferentes

empresas presentan al mercado con el fin de evitar la corrosión y evitar mayores

problemas al medio ambiente y de la misma manera al hombre.

4.4.1.5.2.1 Recubrimientos metálicos

Son empleados para proteger el sustrato contra la corrosión. La mayoría de estos

recubrimientos son aplicados por inmersión o electroquímicamente a partir de

soluciones acuosas. Desde el punto de vista de la protección del acero, se clasifican en:

Recubrimiento con metales nobles

Son más nobles que el acero. Por lo cual frente a imperfecciones en la cubierta

se potencia el posible ataque del sustrato base. Ejemplos: Pb, Cu, Ag

Por lo general generan cubiertas para la superficie del metal que generan dureza.

Recubrimiento con metales menos nobles(ánodos de sacrificio)

Son más anódicos que el acero y por lo tanto frente a posibles defectos de la

cubierta (poros, grietas, etc.) el sustrato base es protegido catódicamente.

Ejemplos: Zn, Cd, Al o bases de aluminio cinc

4.4.1.5.2.2 Pintura

Fluido que se transforma en una película solida, capaz de adherirse a la superficie sobre

la cual se aplica; entre sus funciones está decorar el metal, protección, resistencia al

agua, productos químicos, propiedades mecánicas. El recubrimiento de pintura puede

ser aplicado en la superficie o en el interior del tanque metálico, previniendo la

corrosión.

95

El pintado de una superficie implica recubrirla con una película de pintura de espesor

variable con el objeto de protegerla contra la acción deteriorante del medio ambiente y,

al mismo tiempo, mejorar su aspecto general. Hay, en consecuencia, una conjunción de

acción protectora y efecto decorativo.

Componentes de la pintura:

El ligante: es la sustancia formadora de la película y responsable de la

transformación de líquido a sólido que tiene lugar cuando la pintura es extendida

en forma de capa fina; puede ser un aceite, una resina o un barniz.

El pigmento: es un sólido finamente dividido, que se mantiene dispersado en

forma estable en el seno de la masa total y que proporciona a la película su color

característico, poder cubritivo, resistencia a la intemperie y, eventualmente,

propiedades anticorrosiva su otras específicas.

Los disolventes: se incorporan a una formulación tienen por función disolver el

aceite, la resina o el barniz, posibilitando el proceso de elaboración.

Los diluyentes: no actúan como disolventes del material polimérico, permiten

diluir el producto, reduciendo costos de fabricación y facilitando la aplicación

4.4.1.5.2.2.1 Clasificación de las pinturas según sus propiedades

Shop-primerso imprimaciones de protección temporaria

Pinturas destinadas a la protección del acero durante el período de construcción

de una estructura. Su aplicación es mediante soplete, tienen secado muy rápido y

no deben interferir en los procesos de soldadura ni producir humos tóxicos

cuando la película se quema como consecuencia de la llama. Tienen buena

96

resistencia a la intemperie y ser compatibles con los esquemas de pintado que se

utilizan posteriormente. Pueden ser elaboradas con pigmentos anticorrosivos o

con polvo de cinc.

Wash-primerso imprimaciones de lavado

Productos aplicados sobre acero limpio (decapado, granallado, arenado).

Reaccionan químicamente con el mismo pasivándolo y haciéndolo menos

sensible a la corrosión.

Pinturas anticorrosivas o fondos anticorrosivos

Son las pinturas constituidas por un pigmento anticorrosivo y un ligante y los

mecanismos que contribuyen a proteger el acero contra la corrosión.

Pinturas intermedias

Se aplican sobre los fondos anticorrosivos y no contienen pigmentos inhibidores;

incrementan el espesor total y la impermeabilidad del sistema protector sin

aumentar exageradamente los costos.

Pinturas de terminación Constituyen la capa final y se aplican sobre las

anteriores; debe tener buena resistencia al medio agresivo (intemperie, agua o

reactivos químicos, según el uso de la pintura).

4.4.1.5.2.2.2 Espesor del sistema de pinturas

Una protección adecuada se logra no sólo seleccionando las pinturas más convenientes,

sino también estableciendo en las especificaciones el espesor total del sistema. Dicho

espesor debe ser creciente, de acuerdo con las condiciones de agresividad del medio. La

tabla #8 muestras los espesores de las pinturas recomendados en los diferentes tipos de

medios a los que se encuentra expuesto el metal.

97

TABLA # 8 ESPESORES SUGERIDOS EN FUNCIÓN DE LA AGRESIVIDAD

DEL MEDIO

Ambiente agresivo Espesor total del sistema de pinturas

Atmósfera no contaminada 45-50μm

Atmósfera medianamente contaminada 75-100μm

Atmósfera altamente contaminada (industrial y

marina)

100-150μm

Inmersión continua en agua de mar 250-350μm

Contacto permanente con líquidos agresivos 350-500μm



4.4.1.5.2.2.3 Adhesión de la pintura

Enlaces químicos: se dan por reacción directa entre la película de pintura y el

sustrato. Son las uniones más efectivas.

Enlaces polares: se dan por atracción física y fisicoquímica entre la resina y el

sustrato. La resina actúa como un imán gigante pero débil que atrae los grupos

opuestos existentes en la base.

Adhesión mecánica: está asociada con el anclaje que produce la rugosidad

superficial y su contorno conformado por picos y valles existentes en la

superficie del sustrato. La adhesión de muchas pinturas baja significativamente y

98

eventualmente se pierde durante largas exposiciones a alta humedad o al agua

líquida, la etapa limitante de la pérdida de adhesión es la permeabilidad al agua.

4.4.1.5.2.3 Métodos de aplicación

Se llevan a cabo mediante brocha, rodillo, pistola de aire ordinaria, aspersión sin aire, o

aspersión en caliente en forma convencional o sin aire. Su selección depende de los

siguientes factores:

Naturaleza del material

Tipo de superficie

Forma y tamaño de la superficie

Medio ambiente

Costo de la mano de obra

4.4.1.5.2.4 Medidas de seguridad para el pintado de tanques

Que exista suficiente ventilación durante el período de pintado y 3 horas

después, manteniendo los disolventes debajo de la concentración explosiva

mínima en todos los puntos del tanque

Eliminación de vapores disolventes mediante extracción

Uso de equipos anti-explosivos y anti-deflagrantes

Prohibido fumar alrededor de 15 metros de donde se está pintando.

Uso de mascarillas

Certificación de toxicidad de cada producto

99

CAPÍTULO V

100

CAPÍTULO V

5. DEPÓSITO DE COMBUSTIBLES DE PETROCOMERCIAL-RIOBAMBA

5.1 DEPÓSITO DE PRODUCTOS LIMPIOS RIOBAMBA

Ubicación: Cantón Riobamba, Provincia de Chimborazo, sector Macají

En el gráfico # 24 podemos observar la entrada a las instalaciones del Depósito de

Combustibles de Riobamba.

GRÁFICO # 24 INSTALACIONES DEL DEPÓSITO DE COMBUSTIBLES

DE RIOBAMBA

Fuente: PETROCOMERCIAL


El Depósito de productos limpios Riobamba, inició sus operaciones en el año 1955.

Recibe los combustibles por autotanques desde el Terminal Ambato. Este Depósito se

encuentra ubicado en Riobamba, provincia de Chimborazo, cuenta con un área

aproximada de 2,3 hectáreas. Su capacidad de almacenamiento es de 8.666 barriles que

se alojan en 4 tanques para gasolina extra y diesel 2.

101

5.1.1. Estructura del Terminal de productos limpios

En el Terminal se realizan básicamente tres actividades que son: la recepción de

productos, el almacenamiento y despacho; y la comercialización.

a) Área de almacenamiento

Para el almacenamiento de los productos el Terminal, dispone de un área de tanques

estacionarios verticales, debidamente identificados de acuerdo al producto que

contienen, además poseen cubetos o diques diseñados para contener el producto del

tanque en caso de un derrame.

La tabla # 9 muestra la capacidad de los tanques existentes encontrados en el Depósito

de Combustibles de Riobamba- Petrocomercial.

TABLA # 9 ÁREA DE ALMACENAMIENTO

Tanque No. Producto Volumen (bls) Demanda

Bls/Día

Días Stock Tipo de Techo

Total Operativo

TR-01 GAS. EXTRA 2.398 2.291 CÓNICO

TR - 02 GAS. EXTRA 2.398 2.290 CÓNICO

SUBTOTAL 4.796 4.533 1.622 2.1

TR – 05 DIESEL 2 2.369 2.224 CÓNICO

TR - 09 DIESEL 2 1502 1.435 CÓNICO

DIESEL 2

SUBTOTAL 3.870 3.659 1.839 1.8

CAPACIDAD TOTAL DEL TERMINAL

8.666 8.240



102

b) Área de bombas

Número de bombas: la sala de bombas se compone de 11 bombas centrífugas de 15 hp

4 para recepción, 4 para despacho a autotanques, 2 para tanques sumideros de gasolina y

diesel (Tabla #10) y 1 para el sistema de tratamiento de agua.

TABLA # 10 DISTRIBUCIÓN DE BOMBAS

No. bomba PRODUCTO CAUDAL PROMEDIO (GAL /MIN)

5 Diesel 2 300 GPM – RECEPCIÓN – DESPACHO AT’S

5 Gasolina Extra 300 GPM RECEPCIÓN – DESPACHO AT’S



c) Área de carga y distribución

Número de brazos de carga: dos islas de carga con 5 brazos de carga: Despacho -01 y

despacho -02 carga de gasolina, despacho-03, despacho-04 y despacho-05 carga de

diesel 2. En la tabla #11 muestra promedio de gasolina extra y diesel despachado.

TABLA # 11 PROMEDIO DE PRODUCTOS DESPACHADOS

PRODUCTO PROMEDIO DESPACHO

Gasolina Extra 1.622 Bls./día x 22 al mes (despacho de lunes a viernes)

Diesel 2 1.839 Bls./día x 22 al mes (despacho de lunes a viernes)



103

d) Área de efluentes aceitosos

Componentes y equipos: una piscina separador API de 4 etapas con sedimentadores y

recolectores de aceites individuales. Provistos de cubiertas de policarbonato a nivel de

piso y cubiertas de steel panel en la estructura. Cuenta con 2 suminideros individuales

para gasolina y diesel 2.

e) Área de generación de emergencia y tableros

Generadores, transformadores, tableros de control: se cuenta con un generador de

encendido automático de 75 kva, 2 transf. 150 kva 480 vac y 75 kva 230/120 vac, a

demás centros de control de motores y correctores de factor de potencia automáticos.

5.1.2. Unidad de seguridad industrial y protección ambiental

Cumplimiento de procedimientos de emergencia y contingencia

Control de auto tanques: ss.ii., ambiental, corrosión, calibración,

Mantenimiento del gas iso 14.001

Mantenimiento de equipos ss.ii. (extintores, mangueras, boquillas, pitones,

hidrantes, etc.)

Control y emisión de permisos de trabajo

Cumplimiento de normas de seguridad de Petroecuador SH- .

5.1.3. Laboratorio de control de calidad

Análisis que realiza:

Destilación de productos derivados de petróleo

104

Corrosión lámina de cobre

Presión de vapor Reid

Viscosidad cinemática

Punto de inflamación

Determinación de agua y sedimentos

API – gravedad específica

Agua: pH y conductividad

Pruebas de jarras para dosificación química en aguas de procesos y de consumo

5.1.4. Instalaciones de apoyo

Piscinas de agua contra incendio 380 m3

Bomba de agua contra incendio motor eléctrico 75 hp

Bomba de agua contra incendio motor de explosión 120kw

Probador de medidores de despacho

Laboratorio de control de calidad

Patio de almacenamiento temporal

Tanques adicionales para tratamiento de agua

Tanque para tratamiento de lodos

Cisterna de agua potable

Sistema hidroneumático

105

5.1.5. Clientes

La entrega productos se la realiza a todas las comercializadoras adscritas al sistema

Petrocomercial, y también a instituciones públicas y privadas de Chimborazo y la zona

centro sur del país.

5.1.6. Logros y proyectos ambientales

Licencia ambiental

Licencia de generador de residuos

Sistema de tratamiento de agua residual secundario

Sistema de tratamiento de lodos – landfarming

En ejecución la construcción de vivero para aprovechar humus producto de

tratamiento de lodos, para incremento de especies nativas

5.1.7. Certificaciones

• Cuenta con la certificación ambiental ISO 14.001:2004

5.1.8. Proyectos en ejecución:

• Construcción del Nuevo Terminal Riobamba

Se encuentra en ejecución, la construcción del Nuevo Terminal Riobamba, ubicado en

la parroquia Calpi, cantón Riobamba, provincia de Chimborazo, la capacidad de

almacenamiento inicial será de 75.000 barriles y el plazo será hasta mayo de 2010.

106

5.2. REPORTE DE INSPECCIÓN DE CORROSIÓN EN TANQUES DE

ALMACENAMIENTO DEL TERMINAL RIOBAMBA

5.2.1 Antecedentes: Con Memorando No.056-PCO-GRN-YDR-2009, el Jefe del

Terminal Riobamba solicita a la Jefatura de Inspección Técnica se realice la inspección

de los tanques de almacenamiento de combustibles ubicados en dichas instalaciones.

Para determinar el estado actual de estos tanques, se procedió a realizar la inspección

ultrasónica por muestreo mediante la medición de espesores en los tanques de

combustible existentes en el depósito de combustibles de Riobamba-Petrocomercial

No.: TR-01, TR-02, TR-05 y TR-09.

5.2.2 Inspección ultrasónica mediante medición de espesores

Para determinar el estado actual de estos tanques, se procedió a realizar la inspección

ultrasónica por muestreo mediante la medición de espesores en los tanques.

5.2.2.1 Inspección tanque TR-01

El gráfico #25 muestra el tanque de almacenamiento de gasolina, el TR-01

GRÁFICO # 25 TANQUE TR-01 GASOLINA EXTRA



107

La tabla #12 muestra datos generales del tanque TR-01 como son: producto, capacidad

operativa, diámetro, altura.

TABLA # 12 DATOS GENERALES DEL TANQUE TR-01

TANQUE TR-01

PRODUCTO GASOLINA EXTRA

CAPACIDAD

OPERATIVA

364,26 m3 / 96.227 galones

DIÁMETRO 7,315 m

ALTURA 9,54 m



5.2.2.1.1 Inspección visual del tanque TR-01

La inspección visual se realizó en las partes externas del tanque TR-01

5.2.2.1.1. 1 Área exterior:

Se observó afloramiento de óxido (gráfico #26) en uniones empernadas de los

manholes, adicionalmente se apreció un ligero abombamiento en las planchas

del cuerpo (gráfico # 27).

108

GRÁFICO # 26 AFLORAMIENTO DE ÓXIDO



GRÁFICO # 27 ABOMBAMIENTO DE PINTURA EN EL TANQUE TR-01



En las juntas de los anillos que conforman el cuerpo se observó la presencia de

filetes de soldadura incompleto (gráfico # 28). La estructura general de los

anillos del cuerpo cuenta con juntas inadecuadas con efecto cizallante (gráfico #

29).

109

GRÁFICO # 28 SOLDADURAS INCOMPLETAS EN EL TANQUE TR-01



GRÁFICO # 29 JUNTAS INADECUADAS DEL TANQUE TR-01



Se observó desprendimiento de pintura en accesorios del primer anillo y

afloramiento de óxido (gráfico # 30). Ligero desgaste de la base de concreto.

110

GRÁFICO # 30 DESPRENDIMIENTO DE PINTURA POR EL ÓXIDO



En el puente de unión entre los techos de los tanques TR-01 y TR-02 existe

afloramiento de óxido y corrosión leve generalizada en la parte inferior como

puede verse en el gráfico # 31.

GRÁFICO # 31 CORROSIÓN GENERALIZADA



111

5.2.2.1.2 Medición de espesores en el tanque TR-01

La medición de espesores por muestreo, se realizó con el equipo específico Krautkramer

DM-4. Los resultados de la medición de espesores obtenidos en esta inspección, se

resumen en la tabla # 13.

TABLA # 13 ANÁLISIS DE ESPESORES DEL TANQUE TR-01

TANQUE TR-01

FECHA DE MEDICIÓN ACTUAL: 24 de abril de 2009

FECHA DE MEDICIÓN ANTERIOR: 2 de septiembre de 2006

ANÁLISIS DE ESPESORES:

Normas aplicables: API 650, API 653

PUNTO DE

MEDICIÓN

ESPESOR

NOMINAL

(mm)

ESPESOR

MÁXIMO

MEDIDO

(mm)

ESPESOR

MÍNIMO

MEDIDO

(mm)

ESPESOR

MÍNIMO

ACEPTABLE

(API 653)

(mm)

PORCENTAJE

DE DESGASTE

(VALOR

MÍNIMO

MEDIDO

RESPECTO A

VALOR

NOMINAL)

VELOCIDAD

DE DESGASTE

(MPY)

(VALOR

MÍNIMO

ACTUAL

RESPECTO A

VALOR

MÍNIMO

ANTERIOR)

Anillo No.1 6,35 6,35 5,85 2,54 7,87 % 1,11

Anillo No.2 6,35 6,35 5,91 2,54 6,93 % 0,70

Anillo No.3 6,35 6,35 5,58 2,54 12,13 % 1,39

Anillo No.4 6,35 6,31 5,97 2,54 5,98 % 1,25

Anillo No.5 6,35 6,14 5,45 2,54 14,17 % 1,39

TECHO 5,56 5,30 4,07 2,29 26,80 % 1,81



112


El gráfico #32 muestra el tanque de almacenamiento TR-02 desde una vista externa.

GRÁFICO # 32 TANQUE TR-02



Los datos generales del tanque TR-02 serán mostrados en la tabla # 14.


TANQUE TR-02

PRODUCTO GASOLINA EXTRA

CAPACIDAD

OPERATIVA

364,07 m3 / 96.178 galones

DIÁMETRO 7,315 m

ALTURA 9,57 m



113


La inspección visual se realizó en la parte externa del tanque TR-02, de la siguiente

manera:

5.2.2.2.1.1 Área exterior del tanque TR-02

Ligero desgaste del asentamiento de concreto, desprendimientos puntuales de

pintura en el área de la base. (gráfico # 33)

GRÁFICO # 33 DESPRENDIMIENTO DE PINTURA EN EL ASIENTO

DEL TANQUE TR-02



Resquebrajamiento leve de pintura en el cuerpo, en el segundo anillo.

Afloramiento de óxido en uniones empernadas de los manholes y en accesorios

del primer anillo (gráfico # 34)

114

GRÁFICO # 34 OXIDACIÓN EN UNIONES Y ANILLO



En las juntas de los anillos que conforman el cuerpo se observó la presencia de

filetes de soldadura incompleto (gráfico # 35).

GRÁFICO # 35 SOLDADURAS INCOMPLETAS EN EL TANQUE TR-02



115

5.2.2.2.1.2 Medición de espesores del tanque TR-02





TANQUE TR-02





PUNTO DE

MEDICIÓN

ESPESOR

NOMINAL

(mm)

ESPESOR

MÁXIMO

MEDIDO

(mm)

ESPESOR

MÍNIMO

MEDIDO

(mm)

ESPESOR

MÍNIMO

ACEPTABLE

(API 653)

(mm)

PORCENTAJE DE

DESGASTE

(VALOR MÍNIMO

MEDIDO

RESPECTO A

VALOR

NOMINAL)

VELOCIDAD DE

DESGASTE (MPY)

(VALOR MÍNIMO

ACTUAL RESPECTO

A VALOR MÍNIMO

ANTERIOR)

Anillo No.1 6,35 6,18 5,65 2,54 11,02 % 0,97

Anillo No.2 6,35 6,35 5,86 2,54 7,72 % 2,23

Anillo No.3 6,35 6,28 5,75 2,54 9,45 % 1,11

Anillo No.4 6,35 6,35 5,24 2,54 17,48 % 13,63*

Anillo No.5 6,35 6,18 5,58 2,54 12,13 % 3,20

TECHO 5,56 5,35 4,38 2,29 21,22 % 10,02*



*Velocidades de desgaste puntuales

116


El gráfico #36 muestra una fotografía del tanque de almacenamiento TR-05 desde una

vista externa.




La tabla # 16 muestra datos generales del tanque TR-05 como son: producto, capacidad

operativa, diámetro, altura.


TANQUE TR-05

PRODUCTO DIESEL 2

CAPACIDAD OPERATIVA 353,53 m3 / 93.393 galones

DIÁMETRO 7,62 m

ALTURA 8,694 m



117


Realizada para determinar corrosión y posibles consecuencias del tanque TR-05.


Resquebrajamiento de pintura en varias áreas del cuerpo exterior del tanque

(gráfico # 37).

GRÁFICO # 37 RESQUEBRAJAMIENTO DE PINTURA DEL TANQUE

TR-05



Desgaste generalizado del asentamiento de concreto.

Presencia de óxido en uniones empernadas de los manholes (gráfico # 38).

118

GRÁFICO # 38 ÓXIDO EN UNIONES



Existencia de corrosión en las escaleras (parte inferior) con desprendimiento de

pintura (gráfico # 39).

Cordones de soldadura en cruz en la estructura del techo

GRÁFICO # 39 CORROSIÓN EN ESCALERAS DEL TANQUE TR-05



119

5.2.2.3.2 Medición de espesores del tanque TR-05





TANQUE TR-05





PUNTO DE

MEDICIÓN

ESPESOR

NOMINAL

(mm)

ESPESOR

MÁXIMO

MEDIDO

(mm)

ESPESOR

MÍNIMO

MEDIDO

(mm)

ESPESOR

MÍNIMO

ACEPTABLE

(API 653) (mm)

PORCENTAJE DE

DESGASTE

(VALOR MÍNIMO

MEDIDO

RESPECTO A

VALOR NOMINAL)

VELOCIDAD

DE

DESGASTE

(MPY)

(VALOR

MÍNIMO

ACTUAL

RESPECTO

A VALOR

MÍNIMO

ANTERIOR)

Anillo No.1 4,76 4,49 4,10 2,54 13,87 % 3,20*

Anillo No.2 4,76 4,45 4,07 2,54 14,50 % 4,59*

Anillo No.3 4,76 4,40 4,18 2,54 12,18 % 1,81

Anillo No.4 4,76 4,48 4,25 2,54 10,71 % 0,83

Anillo No.5 4,76 4,36 4,23 2,54 11,13 % 0,70

TECHO 4,76 4,70 4,38 2,29 7,98 % 0,97




120


El gráfico #40 muestra una fotografía del tanque de almacenamiento TR-09 desde sus

exteriores.




Los datos generales como son: producto, capacidad operativa, diámetro, altura, del

tanque TR-09 se muestran en la tabla #18.


TANQUE TR-09

PRODUCTO DIESEL 2

CAPACIDAD OPERATIVA 228,12 m3 / 60.264 galones

DIÁMETRO 7,589 m

ALTURA 6,021 m



121


Inspección en el área exterior del tanque TR-09.


Desprendimientos puntuales de pintura en el área exterior del cuerpo. Desgaste

de pintura en los cordones de soldadura alrededor del primer anillo como se

puede ver en el gráfico # 41.

Filetes de soldadura incompletos en las juntas de los anillos del cuerpo.

GRÁFICO # 41 SOLDADURAS INCOMPLETAS EN ANILLOS DEL

TANQUE TR-09



Ligero abombamiento de las planchas que conforman el cuerpo

En el descanso superior de la escalera se detectó desgaste de pintura con

presencia de óxido (gráfico # 42).

122

GRÁFICO # 42 DESGASTE DE PINTURA POR ÓXIDO



Deterioro general de la pintura del cuerpo.

En algunos accesorios del primer anillo de observó falta de pintura con

afloramiento de óxido.

Presencia de óxido en accesorios del techo (gráfico # 43)

GRÁFICO # 43 ÓXIDO EN ACCESORIOS DEL TECHO



123

5.2.2.4.2 Medición de espesores del tanque TR- 09



resumen en la tabla# 19.


TANQUE TR-09





PUNTO DE

MEDICIÓN

ESPESOR

NOMINAL

(mm)

ESPESOR

MÁXIMO

MEDIDO

(mm)

ESPESOR

MÍNIMO

MEDIDO

(mm)

ESPESOR

MÍNIMO

ACEPTABLE

(API 653)

(mm)

PORCENTAJE DE

DESGASTE

(VALOR MÍNIMO

MEDIDO

RESPECTO A

VALOR

NOMINAL)

VELOCIDAD DE

DESGASTE (MPY)

(VALOR MÍNIMO

ACTUAL RESPECTO

A VALOR MÍNIMO

ANTERIOR)

Anillo No.1 6,35 6,35 5,52 2,54 13,07 % 4,45*

Anillo No.2 6,35 6,03 5,02 2,54 20,94 % 2,36

Anillo No.3 6,35 6,21 5,18 2,54 18,43 % 3,06

Anillo No.4 6,35 5,78 5,29 2,54 16,69 % 0,70

TECHO 5,56 5,05 3,96 2,29 28,78 % 1,25




124

CAPÍTULO VI

125

CAPÍTULO VI

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Después de terminar el trabajo investigativo y práctico se pueden realizar las siguientes

conclusiones y recomendaciones.

6.1 CONCLUSIONES

El óxido de hierro, caliza o coque es llevado a altas temperaturas para ser

transformando en acero que debido a su interacción con el medio ambiente se

corroe, debido a reacciones que presentan un ánodo y un cátodo. Estas son

influenciadas por la temperatura, velocidad de flujo, pH, humedad, sales

disueltas como cloruro de sodio, y dicloruro de magnesio, gases que generan

acidez.

Los tipos de corrosión dependen de la naturaleza de la corrosión como: a

temperatura expuesta, en medio ácido y en humedad; como también puede

presentarse de acuerdo a la apariencia del metal: corrosión uniforme y corrosión

localizada, como también la pueden generar bacterias.

Existen muchas formas para controlar la corrosión entre ellas tenemos:

inspección técnica. Uso de inhibidores, protección catódica y el uso de

recubrimientos.

Del resultado obtenido en la inspección realizada por Petrocomercial y tomando

en cuenta el análisis de espesores efectuado, se detectaron pequeñas zonas

puntuales de desgaste en varias láminas que conforman el cuerpo y techo de

todos los tanques inspeccionados, estos datos, si bien evidencian valores altos

126

en la velocidad de corrosión calculada, son considerados como datos aislados y

no representativos.

Cuando se realiza inspección en tanques de almacenamiento los principales

problemas a tratar son: la corrosión y el sistema contra incendios.

De acuerdo a la visita realizada al depósito de Combustibles de Riobamba se

observa que las láminas que conforman el techo y cuerpo de los tanques, se

encuentran con un espesor adecuado, tomando en cuenta el tiempo de servicio

que han estado operando. El mayor problema detectado se refiere al estado de

las soldaduras, las mismas que se encuentran fuera de especificación, conforme

refiere el API 650 y API 1104. La soldadura en el tanque No. 9 presenta una

particularidad especial en su conformación, que no cumple con los estándares

mínimos para el tipo de soldadura aplicado (filete). En la soldadura referida, no

se detectó indicios de liqueo o humedad.

127

6.2 RECOMENDACIONES

Es importante señalar que las inspecciones de los tanques de almacenamiento se

deben realizar al menos una vez cada cinco años conforme señala el API 653.

Para evitar la corrosión es necesario realizar una adecuada selección de los

materiales, y determinar el tipo de recubrimiento a usar, sin causar problemas al

ambiente.

En la actualidad los recubrimientos más usados son los fosfomolibdatos de zinc,

ya que los diferentes estudios han demostrado que su adherencia a los metales es

mucho mayor evitando así ampollamiento y corrosiones severas.

Un mantenimiento preventivo de los materiales con o sin protección catódica

evitaría corrosiones severas e incluso en un tiempo menor al de la norma.

Establecer un adecuado sistema de protección, generalmente catódica. Para

proteger al material de los tanques expuestos a temperaturas altas, medios

ácidos, ambientes salinos, etc.

128

GLOSARIO DE TÉRMINOS

A

ÁNODO: Es el electrodo de una pila galvánica o celda electroquímica en el cual

ocurre el fenómeno de oxidación (material atacado).

ÁNODO GALVÁNICO O DE SACRIFICIO: Elemento emisor de corriente

eléctrica con potencial normal de oxidación más electronegativo que el de la

estructura por proteger y que al emitir la corriente eléctrica de protección, se

consume.

API: Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute)

ASTM: Sociedad Americana para Prueba de Materiales

BOQUILLA: Orificio practicado en un tanque para la entrada y/o salida de

un fluido o la instalación de un instrumento de medición, generalmente son

bridadas o roscadas.

BRIDA: Accesorio para acoplamiento de tuberías, que facilita el armado y

desarmado de las mismas.

C

CÁTODO: Es el electrodo que en el proceso de formación de la corriente

eléctrica se protege contra la corrosión.

Parte de la superficie del metal que no se disuelve, pero es el sitio de otra

reacción química necesaria para que se dé corrosión.

129

CARGA HIDROSTÁTICA: La presión ejercida por un líquido en reposo.

CARGA MUERTA: La fuerza debida al peso propio de los elementos a

considerar.

CARGA VIVA: La fuerza ejercida por cuerpos externos, tales como: nieve,

lluvia, viento, personas y/u objetos en tránsito, etc.

CENTRO DE ALMACENAMIENTO: Conjunto de equipos e instalaciones

utilizados para la recepción, almacenamiento y despacho de hidrocarburos.

CORROSIÓN: Desgaste no deseado, originado por la reacción química entre el

fluido contenido y/o procesado y el material de construcción del equipo en

contacto con el mismo.

E

EFICIENCIA DE JUNTAS SOLDADAS: Valor numérico dado por el Código

o Estándar correspondiente (Grado de Confiabilidad).

ELECTROLITO: Conductor iónico de corriente eléctrica directa. Se refiere al

subsuelo ó al agua en contacto con una estructura metálica enterrada o

sumergida.

ESTÁNDAR.: Normas para la fabricación y diseño, originadas por la

experiencia.

130

N

NACE: Asociación Nacional de Ingenieros en Corrosión (National

Association Corrosion Engineers).

NORMA: Conjunto de reglas para el dimensionamiento y cálculo de accesorios.

P

POLARIZACIÓN: Magnitud de la variación de potencial de circuito abierto en

un electrodo causado por el paso de corriente eléctrica.

PROTECCIÓN CATÓDICA: Procedimiento eléctrico para proteger las

estructuras metálicas enterradas ó sumergidas contra la corrosión, el cual

consiste en establecer una diferencia de potencial para que convierta a las

estructuras metálicas en cátodo, mediante el paso de corriente eléctrica

proveniente del sistema de protección seleccionado.

T

TANQUE: Depósito diseñado para almacenar o procesar fluídos, generalmente

a presión atmosférica o presión internas relativamente bajas.

TANQUE DE LAVADO Y SURGENCIA: En los tanques de lavado se separa

el agua del petróleo por diferencia de densidades. El agua se drena a una piscina

y el petróleo pasa a un tanque de mayor capacidad denominado de surgencia,

donde se almacena el crudo producido del campo, libre de gas y agua.

TANQUES DE ALMACENAMIENTO: Los tanques de almacenamiento se

usan como depósitos para contener una reserva suficiente de algún producto para

131

su uso posterior y/o comercialización. Los tanques de almacenamiento, se

clasifican en: 1.- Cilíndricos Horizontales. 2.- Cilíndricos Verticales de Fondo

Plano. Los Tanques Cilíndricos Horizontales, generalmente son de volúmenes

relativamente bajos, debido a que presentan problemas por fallas de corte y

flexión. Por lo general, se usan para almacenar volúmenes pequeños. Los

Tanques Cilíndricos Verticales de Fondo Plano nos permiten almacenar grandes

cantidades volumétricas con un costo bajo. Con la limitante que sólo se pueden

usar a presión atmosférica o presiones internas relativamente pequeñas. Estos

tipos de tanques se clasifican en: De techo fijo. - De techo flotante. - Sin

techo.

132

BIBLIOGRAFÍA

AVALOS G, GUIDO , tesis ―estudio para el diseño y construcción de tanques de

almacenamiento‖

API 653 , Tank Inspection, repair, alteration and reconstruction

BAKER HUGHES , Baker Petrolite, Corrosión en campos petroleros

BEDÓN, Fernando, protección anticorrosiva de metales

ELSNER, Cecilia I, corrosión de metales

GUERRA, Elvia Patricia, tesis ―corrosión, formas y control en un campo

petrolero‖

GUERRERO, Carlos ( [email protected])

MORALES, Carlos Daniel ( [email protected])

NACE No. 10144, protección catódica

NUBIOLA PIGMENTOS COLOMBIA SA, Ingeniero Ivan Patricio Herrera

PETROECUADOR, norma SHI-016 procedimientos de seguridad industrial

para efectuar limpieza de tanques

PETROCOMERCIAL

WITHIER, PIERRE, el petróleo refino y tratamiento químico, publicación del

Instituto Francés del Petróleo.



133

ANEXOS

ANEXO # 1

NORMA API 653 TANK INSPECTION, REPAIR, ALTERATION, AND

RECONSTRUCTION.

SECTION 6-INSPECTION

6.1 GENERAL

Periodic in-service inspection of tanks shall be performed as defined herein. The

purpose of this inspection is to assure continued tank integrity. Inspections, other than

those defined in 6.3 shall be directed by an authorized inspector.

6.2 INSPECTION FREQUENCY CONSIDERATIONS

6.2.1 Several factors must be considered to determine inspection intervals for storage

tanks. These include, but are not limited to, the following:

a. The nature of the product stored.

b. The results of visual maintenance checks.

c. Corrosion allowances and corrosion rates.

d. Corrosion prevention systems.

e. Conditions at previous inspections.

f. The methods and materials of construction and repair.

g. The location of tanks, such as those in isolated or high risk areas.

h. The potential risk of air or water pollution.

i. Leak detection systems.

134

j. Change in operating mode (for example: frequency of fill cycling, frequent grounding

of floating roof support legs).

k. Jurisdictional requirements.

1. Changes in service (including changes in water bottoms).

m. The existence of a double bottom or a release prevention barrier.

6.2.2 The interval between inspections of a tank (both internal and external) should be

determined by its service history unless special reasons indicate that an earlier

inspection must be made. A history of the service of a given tank or a tank in similar

service (preferably at the same site) should be available so that complete inspections can

be scheduled with a frequency commensurate with the corrosion rate of the tank. On-

stream, nondestructive methods of inspection shall be considered when establishing

inspection frequencies.

6.2.3 Jurisdictional regulations, in some cases, control the frequency and interval of the

inspections. These regulations may include vapor loss requirements, seal condition,

leakage, proper diking, and repair procedures. Knowledge of such regulations is

necessary to ensure compliance with scheduling and inspection requirements.

6.3 INSPECTIONS FROM THE OUTSIDE OF THE TANK

6.3.1 Routine In-Service Inspections

6.3.1.1 The external condition of the tank shall be monitored by close visual inspection

from the ground on a routine basis. This inspection may be done by owner/operator

personnel, and can be done by other than authorized inspectors as defined in 3.5.

Personnel performing this inspection should be knowledgeable of the storage facility

operations, the tank, and the characteristics of the product stored.

135

6.3.1.2 The interval of such inspections shall be consistent with conditions at the

particular site, but shall not exceed one month.

6.3.1.3 This routine in-service inspection shall include a visual inspection of the tank’s

exterior surfaces. Evidence of leaks; shell distortions; signs of settlement; corrosion;

and condition of the foundation, paint coatings, insulation systems, and appurtenances

should be documented for follow-up action by an authorized inspector.

6.3.2 External Inspection

6.3.2.1 All tanks shall be given a visual external inspection by an authorized inspector.

This inspection shall be called the external inspection and must be conducted at least

every 5 years or RCAI4Nyears (where RCA is the difference between the measured

shell thickness and the minimum required thickness in mils, and N is the shell corrosion

rate in mils per year) whichever is less. Tanks may be in operation during this

inspection.

6.3.2.2 Insulated tanks need to have insulation removed only to the extent necessary to

determine the condition of the exterior wall of the tank or the roof.

6.3.2.3 Tank grounding system components such as shunts or mechanical connections

of cables shall be visually checked. Recommended practices dealing with the prevention

of hydrocarbon ignition are covered by API RP 2003.

6.3.3 Ultrasonic Thickness Inspection

6.3.3.1 External, ultrasonic thickness measurements of the shell can be a means of

determining a rate of uniform general corrosion while the tank is in service, and can

136

provide an indication of the integrity of the shell. The extent of such measurements shall

be determined by the owner/operator.

6.3.3.2 When used, the ultrasonic thickness measurements shall be made at intervals not

to exceed the following:

a. When the corrosion rate is not known, the maximum interval shall be 5 years.

Corrosion rates may be estimated from tanks in similar service based on thickness

measurements taken at an interval not exceeding 5 years.

b. When the corrosion rate is known, the maximum interval shall be the smaller of

RCAI2N years (where RCA is the difference between the measured shell thickness and

the minimum required thickness in mils, and Nis the shell corrosion rate in mils per

year) or 15 years.

6.3.3.3 Internal inspection of the tank shell, when the tank is out of service, can be

substituted for a program of external ultrasonic thickness measurement if the internal

inspection interval is equal to or less than the interval required in 6.3.3.2b.

6.3.4 Cathodic Protection Surveys

6.3.4.1 Where exterior tank bottom corrosion is controlled by a cathodic protection

system, periodic surveys of the system shall be conducted in accordance with API Rp

65 1. The owner/operator shall review the survey results.

6.3.4.2 The owner/operator shall assure competency of personnel performing surveys.

6.4 INTERNAL INSPECTION

6.4.1 General

6.4.1.1 Internal inspection is primarily required to:

a. Ensure that the bottom is not severely corroded and leaking.

137

b. Gather the data necessary for the minimum bottom and shell thickness assessments

detailed in Section 6. As applicable, these data shall also take into account external

ultrasonic thickness measurements made during in-service inspections (see 6.3.3).

c. Identify and evaluate any tank bottom settlement.

6.4.1.2 All tanks shall have a formal internal inspection conducted at the intervals

defined by 6.4.2 or 6.4.3. The authorized inspector who is responsible for evaluation of

a tank must conduct a visual inspection and assure the quality and completeness of the

NDE results. If the internal inspection is required solely for the purpose of determining

the condition and integrity of the tank bottom, the internal inspection may be

accomplished with the tank in-service utilizing various ultrasonic robotic thickness

measurement and other onstream inspection methods capable of assessing the thickness

of the tank bottom, in combination with methods capable of assessing tank bottom

integrity as described in 4.4.1. Electromagnetic methods may be used to supplement the

on-stream ultrasonic inspection. If an in-service inspection is selected, the data and

information collected shall be sufficient to evaluate the thickness, corrosion rate, and

integrity of the tank bottom and establish the internal inspection interval, based on tank

bottom thickness, corrosion rate, and integrity, utilizing the methods included in this

standard. An individual, knowledgeable and experienced in relevant inspection

methodologies, and the authorized inspector who is responsible for evaluation of a tank

must assure the quality and completeness of the in-service NDE results.

6.4.2 Inspection Intervals

6.4.2.1 Intervals between internal inspections shall be determined by the corrosion rates

measured during previous inspections or anticipated based on experience with tanks in

138

similar service. Normally, bottom corrosion rates will control and the inspection interval

will be governed by the measured or anticipated corrosion rates and the calculations for

minimum required thickness of tank bottoms (see 4.4.7). The actual inspection interval

shall be set to ensure that the bottom plate minimum thicknesses at the next inspection

are not less than the values listed in Table 6-1. In no case, however, shall the internal

inspection interval exceed 20 years.

6.4.2.2 When corrosion rates are not known and similar service experience is not

available to determine the bottom plate minimum thickness at the next inspection, the

actual bottom thickness shall be determined by inspection(s) within the next 10 years of

tank operation to establish corrosion rates.

6.4.3 Alternative Internal Inspection Interval

As an alternative to the procedures in 6.4.2, an owner-operator may establish the

internal inspection interval using riskbased inspection (RBI) procedures. Combining the

assessment of the likelihood of tank leakage or failure and the consequence of tank

leakage or failure is the essential element of RBI. A RBI assessment may increase or

decrease the internal inspection intervals obtained using the procedures of 6.4.2.1. The

RBI process may be used to establish as acceptable the risk of a minimum bottom plate

thickness at the next inspection interval independent of the values in Table 6-1. The RBI

assessment may also increase or decrease the 20-year inspection interval described in

6.4.2.1. The initial RBI assessment shall be reviewed and approved by an authorized

inspector and an engineer(& knowledgeable and experienced in tank design (including

tank foundations) and corrosion. The RBI assessment shall be subsequently reviewed

and approved by an authorized inspector and an engineer(s), knowledgeable and

139

experienced in tank design (including tank foundations) and corrosion, at intervals not

to exceed 10 years, or more often if warranted by changes in service. Some of the

factors that should be considered in a RBI assessment of a tank include the following:

a. The material of construction, including liners and coatings, relative to the product

temperature and ambient conditions.

b. The design codes or standards utilized in the tank construction and repair (including

tank bottoms).

c. The methods used for determination of the shell and bottom plate thickness.

d. The availability and effectiveness of the inspection methods and quality of the data

collected.

e. The analysis methods used to determine the product side, soil side, and external

corrosion rates and the accuracy of these methods and corrosion rates.

f. The availability, accuracy, and need for leak detection methods and procedures.

g. The effectiveness of corrosion mitigation methods, such as cathodic protection

systems, liners, and coatings.

h. The quality of the maintenance, including previous repairs.

i. The probability of and type of failure, i e., slow leak to the environment, tank bottom

rupture or tank shell brittle fracture.

j. The environmental consequence and likelihood of a tank leak or failure.

140

Historic tank leakage and failure data and information will also be important for this

assessment.

It is essential that all RBI assessments be conducted by trained, qualified individuals

knowledgeable in RBI methodology, and knowledgeable and experienced in tank

foundation design, construction, and corrosion. RBI assessments shall be thoroughly

documented, clearly defining all the factors contributing to both the likelihood and

consequence of tank leakage or failure.

After an effective RBI assessment is conducted, the results can be used to establish a

tank inspection strategy and better define the most appropriate inspection methods,

appropriate frequency for internal, external and on-stream inspections, and prevention

and mitigation steps to reduce the likelihood and consequence of a tank leak or failure.

6.5 ALTERNATIVE TO INTERNAL INSPECTION TO DETERMINE BOTTOM

THICKNESS

In cases where construction, size, or other aspects allow external access to the tank

bottom to determine bottom thickness an external inspection in lieu of an internal

inspection is allowed to meet the data requirements of Table 6- 1. However, in these

cases, consideration of other maintenance items may dictate internal inspection

intervals. This alternative approach shall be documented and made part of the

permanent record of the tank.

6.6 PREPARATORY WORK FOR INTERNAL INSPECTION

141

Specific work procedures shall be prepared and followed when conducting inspections

that will assure personnel safety and health and prevent property damage in the

workplace (see 1.4).

6.7 INSPECTION CHECKLISTS

Appendix C provides sample checklists of items for consideration when conducting in-

service and out-of-service inspections.

6.8 RECORDS

6.8.1 General

Inspection records form the basis of a scheduled inspection/ maintenance program. (It is

recognized that records may not exist for older tanks, and judgments must be based on

experience with tanks in similar services.) The owner/operator shall maintain a

complete record file consisting of three types of records, namely: construction records,

inspection history, and repair/alteration history.

6.8.2 Construction Records

Construction records may include nameplate information, drawings, specifications,

construction completion report, and any results of material tests and analyses.

6.8.3 Inspection History

The inspection history includes all measurements taken, the condition of all parts

inspected, and a record of all examinations and tests. A complete description of any

unusual conditions with recommendations for correction of details which caused the

conditions shall also be included. This file will also contain corrosion rate and

inspection interval calculations.

142

6.8.4 Repair/Alteration History

The repaid/alteration history includes all data accumulated on a tank from the time of its

construction with regard to repairs, alterations, replacements, and service changes

(recorded with service conditions such as stored product temperature and pressure).

These records should include the results of any experiences with coatings and linings.

6.9 REPORTS

6.9.1 Reports recommending repairs shall include reasons for the repairs, and sketches

showing location and extent.

6.9.2 General inspection reports shall include metal thickness measurement, conditions

found, repairs, any settlement measurements, and recommendations.

6.10 NON-DESTRUCTIVE EXAMINATIONS

Personnel performing nondestructive examinations shall meet the qualifications

identified in 12.1.1.2, but need not be certified in accordance with Appendix D. The

results of any NDE work, however, must be considered in the evaluation of the tank by

an authorized inspector.

ANEXO # 2

NORMA PETROECUADOR SHI-016, SECCIÓN 5 PROCEDIMIENTOS DE

SEGURIDAD INDUSTRIAL PARA EFECTUAR LIMPIEZA DE TANQUES

Quito a 2 de septiembre de 1990

5. MÉTODOS Y PROCEDIMIENTOS DE LIMPIEZA

5.1. Disposiciones Generales:

143

5.1.1. Los trabajos de limpieza y reparación de tanques se efectuará", solamente con

personal competente en coordinación con el área de Seguridad Industrial.

5.1.2. Antes de iniciar un trabajo de limpieza de tanques, la Unidad de Seguridad

Industrial debe tener en cuenta los siguientes aspectos:

a. Asegurarse de las características del producto almacenado en el tanque.

b. Evaluar la cantidad de residuos dentro del tanque

c. Inspeccionar el área circundante para determinar si existe algún peligro que requiera

la adopción de medidas preventivas.

d. Emitir el permiso de trabajo correspondiente.

5.1.3 La Unidad de Seguridad e Higiene Industrial mantendrá la supervisión y control

permanentes hasta la finalización de los trabajos.

5.1.4 En el proceso de limpieza de tanques es necesario observar las siguientes etapas:

a. Inspección externa del tanque, examen de los lugares contiguos e inspección de los

equipos a utilizarse.

b. Control de las fuentes que pueden originar combustión c. Vaciado del tanque

c. Extracción de los gases

d. Pruebas de explosividad y gases tóxicos

e. Apertura del tanque, extracción y eliminación de residuos.

5.1.5. Previamente a las actividades de limpieza, las áreas responsables deben establecer

el tiempo de servicio del tanque desde la última limpieza, cantidad aproximada de

producto, sedimentos existentes y tiempo en que el tanque estará fuera de servicio.

5.2. Control de las fuentes de ignición

144

5.2.1 Las fuentes de ignición deben alejarse de los alrededores. Debe prestarse especial

atención a las condiciones climáticas. Dichos lugares deben estar exentos de toda fuente

de ignición y de materiales que permitan su autoignición desde el momento que

empieza la limpieza del tanque hasta quedar libre de gases y los residuos hayan sido

eliminados. Adicionalmente, se colocarán letreros con leyendas preventivas de

Seguridad Industrial.

5.2.2. Los equipos que se utilizaren para desalojar los residuos del tanque, deben

situarse de acuerdo con lo que establece la Norma PE-SI-O06.

5.2.3. Para la iluminación dentro del tanque se usarán únicamente linternas y luminarias

a prueba de explosión.

5.2.4. Para evitar una combustión espontánea, los sedimentos extraídos de los tanques,

que contienen residuos sulfurosos, se conservarán mojados hasta su eliminación total.

Una forma de eliminar es enterrando los residuos.

5.3. Vaciado del tanque

5.3.1. Debe extraerse del tanque por los medios normales la mayor cantidad de

producto. Después se bloquearán con juntas o bridas ciegas todas las tuberías que

conduzcan al tanque para evitar la entrada de líquidos y vapores inflamables. No se

debe confiar en el cierre de válvulas.

5.3.2. Para la colocación de bridas ciegas deberán cerrarse las válvulas más próximas al

tanque, desalojar el producto de las tuberías que van al tanque, desconectar las

conexiones e instalar las juntas ciegas.

5.4. Ventilación y eliminación de gases.

145

5.4.1. La eliminación de gases del tanque es un procedimiento necesario y obligatorio.

En los alrededores del tanque no deben estar personas no autorizadas pudiendo

acercarse únicamente los responsables, que deben hacer determinaciones periódicas de

gases con el explosímetro, para registrar el proceso de eliminación.

5.4.2. Se prohíbe la entrada de personal dentro del tanque hasta, que se lo haya

desgasificado y obtenido el permiso de trabajo correspondiente. Generalmente los

tanques pueden ser desgasificados por los siguientes sistemas: ventilación natural,

ventilación mecánica o ventilación con vapor de agua o llenado con agua.

5.4.3. Para iniciar la ventilación, por cualquiera de los métodos, se realizará la apertura

de los desfogaderos, eliminándose por ventilación natural los gases inflamables más

livianos.

5.4.4 Un método rápido y seguro para desalojar los gases del tanque constituye la

ventilación mecánica, que se efectúa por medio de un reductor de aire o ventilador o por

cualquier aparato similar, se disminuye así el tiempo en que la atmósfera del tanque está

dentro de los límites de explosión. Debido a las características que presenta el sulfuro de

hierro, el procedimiento recomendado para la eliminación de los gases y las

incrustaciones de sulfuro de hierro de la faz interior del techo y paredes de estos tanques

es el siguiente:

a. Vaporizar el tanque hasta que las paredes interiores están húmedas con su

condensación.

b. Luego instálese rociadores de agua en las entradas del techo, a fin de que las

superficies interiores del tanque permanezcan húmedas.

146

c. Instalar movedores de aire en el paso de hombre de la parte inferior del tanque. La

acción del movedor de aire y rociador de agua debe continuar en funcionamiento hasta

la mayor eliminación de gases.

d. Con los movedores de aire en funcionamiento y suspendido el rociador de agua, el

personal que entra al tanque con el correspondiente equipo de protección, realizará la

limpieza de las paredes utilizando agua a presión.

e. Luego del cumplimiento de los literales anteriores, se puede iniciar la operación de

limpieza del tanque

5.5. Apertura del tanque y eliminación de residuos y sedimentos.

5.5.1. La apertura del tanque para la extracción de los residuos debe hacerse solo

cuando el tanque haya quedado libre de gases. El personal que se encargará de liberar

las entradas debe tener el equipo de protección personal usado comúnmente y dar

cumplimiento cabal a las normas de Seguridad Industrial establecidas para el efecto.

Los preparativos deben hacerse con anticipación para manipular las tapas de los

orificios del tanque con seguridad.

5.5.2 Antes de que se permita entrar a los trabajadores deben inspeccionarse los tanques

para asegurarse el estado de sus estructuras y también para cerciorarse de que las

tuberías ajustables de succión se hayan bajado al suelo.

5.5.3. Gases inflamables y/o tóxicos podrían estar presentes mientras haya petróleo o

residuos dentro del tanque, por esta razón es aconsejable proseguir con la ventilación

forzada, aunque en las pruebas el detector no acuse la presencia de gases, hasta que se

hayan extraído todos los residuos y mientras los trabajadores están dentro del tanque.

Las determinaciones de gases deben repetirse con frecuencia sobre todo antes de volver

147

a entrar al tanque, después, de prolongadas interrupciones del trabajo y al recomenzar

cada jornada las tareas de limpieza, los trabajadores que entren en los tanques deberán

llevar equipos de protección respiratoria, que suministren corrientes de aire fresco, a no

ser que las determinaciones de gases hechas en varios puntos del tanque y a intervalos

frecuentes, muestren que las concentraciones de gases son inferiores a las admisibles

5.5.4. Mientras se cumpla el proceso de limpieza de tanques, el personal que lo realice

(2 o más personas) estará bajo la constante supervisión del área de Seguridad Industrial,

la misma que proveerá medidas adicionales para emergencias que puedan suscitarse.

5.5.5. El personal que labora dentro de los tanques debe pasar por encima de la tubería o

mangueras sin pisarlas y así mismo no pueden dejar caer los instrumentos u otros

equipos.

5.5.6. Deben tomarse precauciones para evitar que la piel se ponga en contacto con el

petróleo. Sin embargo, en caso de que dicho contacto sea inevitable, debe lavarse la

parte afectada con agua y jabón lo más pronto posible.

5.5.7. Los sedimentos o residuos de tanques que han contenido nafta etilizada, son

peligrosos de tratar, aún después de que se han extraído del tanque

5.5.8. Según la estructura del tanque y el número de sus aberturas, los residuos pueden

extraerse por varios métodos o una combinación de ellos. El método más sencillo es

barrer los residuos con una escoba o una manguera formando montones, cargarlos en

baldes plásticos con palas de madera y finalmente sacarlos del tanque. A continuación

debe barrerse el tanque y luego lavarlo con una manguera. Este procedimiento debe

complementarse con el uso de algún absorbente, como aserrín, polvo de arcilla, trapos,

etc., a fin de eliminar la humedad remanente. El absorbedor usado hay que sacarlo del

148

tanque y echarlo juntamente con los residuos. Si se quita alguna chapa de la primera

virola del tanque, se puede extraer la mayor parte de los residuos valiéndose de un

chorro de agua de gran presión.

Cualquier método usado para la eliminación de los residuos del tanque,

que reduzca a un mínimo el tiempo que los trabajadores deban permanecer dentro del

tanque contribuye a la Seguridad de la operación.

analis de espesoresz]

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