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LATINCORR CONTROL DE CORROSION MEDIANTE RECUBRIMIENTOS EN TANQUES PARA ALMACENAMIENTO DE CRUDO PESADO

VOLUMEN 2 NÚMERO 2

ANALISIS DE FALLAS EN SOBRECALENTADORES DE CALDERA ACUATUBULAR DE ALTA CAPACIDAD

con el apoyo de ISBN 061544427-X

9 780615 444277

The National Corrosion Center at Rice University


26 路 LATINCORR

Booth N#355


LATINCORR LOS INVITA


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ANALISIS DE FALLAS EN SOBRECALENTADORES DE CALDERA ACUATUBULAR DE ALTA CAPACIDAD CONTROL DE CORROSION MEDIANTE RECUBRIMIENTOS EN TANQUES PARA ALMACENAMIENTO DE CRUDO PESADO

Carlos A. Palacios T. Editor en Jefe Lorenzo Martínez Gómez Editor Técnico

HERRAMIENTA INFORMÁTICA GIAP PARA LA GESTIÓN DE INTEGRIDAD DE ACTIVOS FIJOS EN CAMPOS PETROLEROS

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DISMINUCIÓN DE LA INCERTIDUMBRE EN LA PREDICCION DE LA VELOCIDAD DE CORROSIÓN POR CO2 UTILIZANDO EL MÉTODO MONTECARLO

SEÇÃO EM PORTUGUÊS

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Comité Editorial Técnico

SUSCEPTIBILIDADE À CORROSÃO SOB TENSÃO E À FRAGILIZAÇÃO POR HIDROGÊNIO DE JUNTAS SOLDADAS CIRCUNFERENCIAIS DE AÇO API 5L X80 PRODUZIDO NO BRASIL

Leonardo Uller Editor Portugese Carlos A. Palacios-Vera Ventas /Mercadeo Robert Canul Editor Gráfico Comité Técnico Héctor Mantilla, Quito, Ecuador Juan Jose Manzano, Tecnip, Houston, USA Lorenzo Martinez, Corrosión y Protección, Cuernavaca, México Jose Luis Mora, PEMEX, D.F., México Tony Rizk, Boardwalk Pipeline, Houston, USA Matilde de Romero, Universidad del Zulia, Maracaibo, Venezuela Fabián Sanchez, Quito, Ecuador Miguel Sanchez, Universidad del Zulia, Maracaibo, Venezuela Elquier Sarmiento, Bogota, Colombia Simon Suarez, CITGO, Houston, USA Leonardo Uller, Surplus, Rio de Janeiro, Brasil Jorge Vasquez, Techcorr, Houston, USA Enrique Vera, Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia, Tunja, Colombia Alfredo Viloria, PDVSA-INTEVEP, Los Teques, Venezuela Tom Weber, Trenton, Houston, USA LATINCORR, LLC P.O Box 540047 Houston, TX 77254 713-984-4774 www.latincorr.com


Carlos Palacios T., M.Sc., Ph.D.

A principios de Mayo, tuve la grata oportunidad de visitar Colombia, en particular a la Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia, (UPTC) en Tunja, y asistir además al XI Congreso Nacional de Corrosión, II Congreso Internacional de Integridad y Foro Iberoamericano de Corrosión y Protección en Bucaramanga. Dicho evento se realizó en las instalaciones de la Universidad Industrial de Santander y conto con la asistencia de aproximadamente 300 personas y más de100 ponencias técnicas las cuales fueron presentadas por estudiantes, profesores y el sector empresarial no solo de Colombia sino de otros países hermanos Latinoamericanos. En la UPTC, tuve la oportunidad de conocer todos los proyectos de investigación y además proyectos de servicios técnicos que le prestan a la industria en materia de la corrosión. El Profesor Dr. Enrique Vera lleva un excelente programa donde los estudiantes no solo se dedican a la investigación básica de corrosión, sino que prestan un servicio de calidad a la industria que les permite a los estudiantes exponerse al mundo laboral y empresarial; y además le trae un prestigio merecido a dicha institución. Además se firmó un convenio de colaboración entre el Instituto de Integridad Mecánica (MII siglas en ingles por Mechanical Integrity Institute) para desarrollar las bases y programas de educación tales como cursos de mejoramiento profesional y desarrollo de guías para atacar y dar un mejor entendimiento de la Integridad Mecánica. Por otro lado, en referencia al congreso mencionado, hay que felicitar a los organizadores del evento, en este caso organizado por la Universidad Industrial de Santander (UIS) y auspiciado por ASCOR La asociación Colombiana de Corrosión, no solo por haber roto records de asistencia y ponencias, sino por el orden llevado a lo largo del evento y el excelente hecho de acercamiento de las empresas tales como ECOPETROL, SIKA, PINTUCO, ATP Ingeniería, CIMA, etc.; y las Universidades tales como: UPTC, UIS, Universidad Antonio Nariño, etc. Felicitaciones a todos los organizadores!

Gracias por su Apoyo The National Corrosion Center at Rice University

NACE INTERNATIONAL no es responsable, ni aprueba la información contenida en esta revista.


PRODUCTOS NUEVOS diseñar la correspondiente resistencia a la corrosión, asegurando los beneficios del cliente por una operación continuada y segura del determinado producto. Predicción de la Corrosión Galvánica – Potenciada por Elsyca Aunque los recubrimientos de superficie, como las pinturas, sean decorativos o funcionales, el diseñador necesita saber qué impacto tendrá en la integridad y apariencia del recubrimiento el ambiente operacional al cual este estará expuesto, tales como lluvia, humedad, aerosol salino. Elsyca, anuncia el lanzamiento de GalvanicMaster, una herramienta de programación de simulación usada por diseñadores para predecir las zonas de riesgo de corrosión galvánica y velocidades de corrosión de complejos arreglos de metales. Muchos arreglos mecánicos y eléctricos están formados de uniones de diferentes metales que son expuestos a condiciones ambientales húmedas- siendo inmersos en agua o cubiertos por una delgada capa de humedad. Este programa de simulación permite a los ingenieros evaluar la combinación de metales escogida y

Fotografía, cortesía de Task Force Tips Inc. www.tft.com. La válvula de bola de arriba está conformada de un número de componentes de aluminio y acero. El resultado de la simulación muestra las regiones rojas en las partes de aluminio, indicando altas velocidades de corrosión, las cuales son confirmadas en la fotografía tomada a una muestra después de

usada en operaciones. Luc Wanten, el Presidente de Elsyca, comentaba: “La Corrosión impacta el valor, la seguridad y la disponibilidad de muchas maquinarias y equipos en todo tipo de industrias. Elsyca cree que ahora existe una simple y fácil manera de asegurar una resistencia a la corrosión más robusta en los diseños, donde se usan combinaciones de metales con esta única tecnología de modelación llamada GalvanicMaster. ELSYCA NV Vaartdijk 3/603 3018 Wijgmaal BELGIUM Tel. +32 16 474960 E-mail: info@elsyca.com Web: www.elsyca.com

Sesiones en Español de ILTA 2011 Lunes 6 de Junio: Hilton Americas-Houston Informacion para registrase la puede encontrar en www.ilta.org 10:00-10:45 a.m.: Instrumentos para la Medición de Nivel. Su uso en la Prevención de Derrames, Leopoldo Magram, Varec 10:50-11:25 a.m.: Metodología para Determinar la Corrosión y Gestión de Integridad Aplicada a Terminales de Almacenamiento, Carlos Palacios T., LATINCORR 11:30 a.m.-12:05 p.m.: Esfuerzos en la Industria para Mejorar IBR para Tanques, Rafael Rengifo, ConocoPhillips 1:30 -2:15 p.m.: Método Comprensivo para el Diseño de Tanques y Selección de sus Accesorios, Eduardo Betancourt, HMT Inc 2:20-2:55 p.m.: Tecnologías de Medición para Terminales de Distribución de Combustibles, Tony Petitto, FMC Technologies 3:00-3:30 p.m.: Elementos Claves para la Aplicación Correcta de Recubrimientos para Fondos de Tanques, Jose Luna, International Paint 3:50-4:20 p.m.: Levantamiento y Relocalización de Tanques. Casos de Aplicación, Gustavo Magram, AR Watson Latinoamérica 4:25-4:55 p.m.: Reemplazo de Fondo de Tanques - Pros y Contras de Construir un Doble Fondo, Jorge Garcia Prahl, Servicios Anderson LATINCORR

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ANALISIS DE FALLAS EN SOBRECALENTADORES DE CALDERA ACUATUBULAR DE ALTA CAPACIDAD Carlos A. Landaeta G. Ingeniero en Mantenimiento & Metalúrgico Staff de La Electricidad de Caracas - Venezuela. Colaborador del Energy Institute of América. E-mail: carlos.landaeta@laedc.com.ve / Landaeta.carlos@gmail.com 1.- INTRODUCCION .- A continuación se presenta un análisis de la falla ocurrida en los elementos sobrecalentadores colgantes perteneciente a una caldera de alta capacidad de generación, tipo acuatubular ocurrida en fecha 30-11-2010, en Venezuela. 2.- DATOS TECNICOS DISEÑO DE LA CALDERA:JAPON CAPACIDAD DE GENERACION DE VAPOR : 1.380 Ton. Vapor /Hora AÑOS DE SERVICIO: 35 AÑOS COMBUSTIBLE: Dual (Gas Natural y Fuel Oil) PRESION DEL VAPOR: 203Kg/cm2. TEMP. VAPOR A LA SALIDA DEL SH: 540° C 3.- ANTECEDENTES .- El siguiente cuadro muestra algunos eventos significativos en la operación y mantenimiento de esta caldera. 4.- UBICACIÓN DE LA ZONA DE FALLA Y CUANTIFICACION DE TUBOS FRACTURADOS

.- Las fallas se encuentran ubicadas en el sobrecalentador colgante serpentín n° 57 (contado de este a oeste) y otra en el serpentín 56, tal como se muestra en el esquema siguiente: Las distintas fallas se pudieron cuantificar de la siguiente manera (todas en los sobrecalentadores colgantes): .- Tubo # 1 del serpentín 57: presenta dos zonas de falla, una de

0,44 m de longitud en el espacio entre la entrada y la salida del sobrecalentador primario, y otra en la curva inferior .- Tubo # 2 del serpentín 57: presenta deformación plástica severa en la zona inferior del serpentín. .- Tubo # 3 del serpentín 57: presenta fractura y deformación plástica en la zona recta en la zona inferior del serpentín. .- Tubo # 4 del serpentín 57: presenta deformación plástica severa en la zona recta en la zona inferior del serpentín. .- Tubo # 2 del serpentín 56: presenta grieta en la curva inferior. 5.- FRACTOGRAFIA DEL TUBO FALLADO .- El tubo n° 1 del serpentín 57 del sobrecalentador colgante, evidencia deformación plástica severa en 3 zonas (zona de entrada de sh 1°, parte intermedia y zona de salida del sh 1°), donde las dos últimas muestran signos de pérdida de

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sección de material de forma abrupta como mecanismo de fractura. .- La fractura de la zona de falla intermedia se presenta con deformación plástica en forma de abombamiento localizado, fracturando de manera longitudinal una parte de aproximadamente 0,4 m. La cara de fractura de pared del tubo es de aspecto frágil y de labio grueso. Se observan surcos longitudinales en la parte interna del tubo (capa de óxido de magnetita)

Siendo la calidad de material ASTM A 213 T12

IZQ.: Tubo n° 1 del serpentín 57 fallado, obsérvese la parte fracturada al lado. DER.: Borde del tubo (posible inicio de falla) del tubo n° 1 donde se observa la fractura de labio grueso.

.- Debido a la forma y magnitud de la falla, el equipo de inspección y mantenedores iniciaron una inspección en la zona de entrada de

7.INSPECCIO N DE LOS SERPENTIN ES DEL SOBRECALE NTADOR PRIMARIO

Zona de origen de falla en tubo n° 57 con evidencias significativas de fractura de borde de labio grueso

6.- METALOGRAFIA La metalografía de los tubos fracturados se muestra en la siguiente tabla: .- Los tubos n° 2, 3 y 4 del serpentín 57 y tubo 2 del serpentín 56 son de la misma calidad de material;

los sobrecalentadores colgantes y primarios, las cuales evidenciaron un taponamiento por escoria adherida entre los serpentines de manera significativa, esto obstaculiza o dificulta el pase de gases de combustión a través de los distintos elementos internos de

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la caldera. .- A continuación se presenta un esquema (vista de planta) de las zonas de obstrucción por escoria en una vista de planta (corte a nivel de entrada de los serpentines sobrecalentadores primarios y colgantes). .- La zona de color gris muestra el ensuciamiento u obstrucción por productos de combustión (escoria) adheridos entre los tubos de los distintos serpentines y las cuatro secciones horizontales son los cuatro pasillos en los que se encuentran divididos los sobrecalentadores primarios y colgantes en un corte (vista de planta). El aro rojo muestra la zona de falla, siendo ésta la zona que permite el mayor paso de gases de abajo hacia arriba dentro del horno . .- De un área aproximada de 102 m2. Como sección transversal;

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solamente se encontraba abierto (para el pase de gases) aproximadamente 25 m2. IZQ.: tubos horizontales: SH 1°, tubos verticales: SH colgantes. CENTRO: Taponamiento entre serpentines SH 1° (vista superior). DER.: Escoria retenida en SH colgante vista desde el inferior (guindola) 7.- ANALISIS DE RESULTADOS .- El origen u ocurrencia de falla de los tubos sobrecalentadores colgantes obedecen a un fenómeno de sobrecalentamiento de corta duración inducido por el aumento de temperatura localizado debido a restricciones de flujo de gases de combustión, la pequeña zona de pase de gases a nivel de la entrada de los sobrecalentadores primarios y colgantes tiende aumentar significativamente la temperatura superando la temperatura de oxidación de éstas aleaciones permitiéndoles su deformación plástica y posterior fractura, la cual se puede dar el caso que sea de tipo múltiple tal como ocurrió en este caso de fallas. .- La periodicidad de remoción de escoria adherida en los distintos componentes internos de la caldera esta sustentada en un programa de paradas de planta, esta se realiza en un periodo aproximado de 4 meses y depende de varias variables, entre las principales variables se tiene la cantidad de combustible fósil que se quema y la capacidad de generación de vapor que se genera, es decir la carga o presión de trabajo. 10

.- Los resultados de la metalografía no arrojaron evidencias de algún mecanismo de falla que involucrara un sobrecalentamiento prolongado en el tiempo. El labio grueso de fractura en la zona de origen de falla y la no observancia de evidencias de creep, además de las condiciones encontradas en la zona del primer paso de gases, permiten direccionar la causa de falla como un sobrecalentamiento localizo de corta duración. 8.- CONCLUSIONES .- El origen de la falla de los sobrecalentadores colgantes obedece a un fenómeno de sobrecalentamiento de corta duración asociado a obstrucciones localizadas de ensuciamiento de productos de combustión en estos mismos componentes. 9.RECOMENDACIONS .- Realizar la respectiva planificación para realizar limpieza manual mecánica en los elementos sobrecalentadores primarios y colgantes de esta caldera con la finalidad de mejorar el pase de los gases de combustión evitando obstrucciones LATINCORR

parciales que puedan ocasionar fallas abruptas, simples o múltiples en estos componentes. .- Evaluar y optimizar la periodicidad de limpieza y remoción de estos componentes en la medida posible y en función de las distintas variables que se manejan con la finalidad de evitar o minimizar paradas de emergencia por fallas de este tipo en tubos de sobrecalentadores ya que su impacto en tiempo y costo son muy significativas.


K. Arevalo1; Q. Casallas2; E. Franco Delgado3 1Q.C. Departamento de Calidad, Tecnitanques Ingenieros S.A.S., correo: kimberlyarevalo@tecnitanques.com 2Presidente, ASCOR, correo: quilyam@yahoo.com 3Gerente, Tecnitanques Ingenieros S.A.S. correo: eugeniofranco@tecnitanques.com

CONTROL DE CORROSION MEDIANTE RECUBRIMIENTOS EN TANQUES PARA ALMACENAMIENTO DE CRUDO PESADO


RESUMEN El almacenamiento de crudo pesado en tanques requiere de esquemas de protección contra la corrosión con especificaciones de alta exigencia, al igual que procedimientos de aplicación y control muy estrictos, debido a que se manejan aguas ricas en componentes agresivos para superficies metálicas ferrosas, lo mismo que gases que se concentran en la parte superior del tanque como consecuencia de altas temperaturas, que es preciso tener en cuenta para el manejo de este tipo de crudo. Si no se atienden estrictamente las especificaciones y la normatividad técnica existentes, se afecta la integridad del equipo por fallas como roturas en fondo, primer anillo y techo por acción de la corrosión, que es una de las amenazas más importantes para el buen funcionamiento del tanque. PALABRAS CLAVE: sandblasting, punto de rocío, preparación de superficies, espesor de película, airless. INTRODUCCION La corrosión está relacionada en la industria con problemas tanto de seguridad como económicos. Actualmente, empresas de diferentes sectores empresariales, tales como industria petrolera, metalmecánica, energética, aeronáutica, química, entre otras, interesadas en el control de la corrosión, trabajan en el tema de minimizar los costos y los riesgos producto de la misma. En la Industria Petrolera Colombiana, por ejemplo, un gran porcentaje de su producción está dado por la explotación de crudo pesado, por lo que es preciso el montaje de una gran infraestructura de facilidades, conformada por tanques de proceso y de almacenamiento, y por ductos de conducción construidos en acero al carbono. Los tanques para almacenamiento de crudo pesado requieren de una óptima preparación de la superficie, que garantice una efectiva protección contra la corrosión, lo que hace necesario un exigente esquema de limpieza, pintura e

inspección del material. Tanto los procesos de preparación de superficies como los métodos de control y aseguramiento de calidad, son ejecutados de acuerdo a estándares internacionales y a especificaciones técnicas desarrolladas por firmas de consultoría e ingeniería. El buen desempeño que garantice la integridad de un equipo instalado en las facilidades de producción, es función de las etapas de diseño de esquemas de recubrimientos, alistamiento de superficies, métodos y procedimientos de aplicación, competencias de los aplicadores y aseguramiento de la calidad en todas las etapas del proceso.

contra la superficie que se va a limpiar, obteniéndose un perfil de rugosidad o perfil de anclaje adecuado para que el revestimiento se adhiera de manera eficiente. El sandblasting debe cumplir unos grados de limpieza definidos por algunas normas, como las del Comité de Pintura de Estructuras de Acero (SSPC), NACE, SIS, totalmente compatibles con el esquema de recubrimiento a emplear, Figura 1. Además de una adecuada limpieza, se deben tener en cuenta también las condiciones ambientales, como la humedad relativa, la temperatura de la superficie del material y la diferencia entre la temperatura del metal y la temperatura del punto de rocío, la

METODOLOGÍA Esta limpieza se hace posible mediante un proceso de chorro abrasivo, el cual es el más adecuado para garantizar la adherencia del recubrimiento. En la mayoría de los casos se hace uso del proceso de sandblasting, el cual consiste en proyectar un chorro de arena a alta velocidad

Para obtener más información sobre oportunidades de publicidad contacte LATINCORR LLC P.O.BOX 540047 Houston, TX 77254 Teléfono: (713)984-4774 Fax: (713)893-6422 sales@latincorr.com

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cual debe ser mayor a 5°C, de acuerdo con la norma ASTM E-337 (ASTM, E337). Figura 1. Proceso de Sandblasting bajo la norma SSPC‐SP5 Grado metal blanco, del comité de Pintura de Estructuras de Acero (SSPC), NACE, SIS, totalmente compatibles con el esquema de recubrimiento a emplear.

control de calidad del proceso. En el caso de estructuras a las que se les ha aplicado el recubrimiento y éstas presentan deterioro por descuido en la protección, el reacondicionamiento de la superficie resulta más largo y costoso que la misma aplicación del recubrimiento por primera vez. CONCLUSIONES

Teniendo en cuenta las condiciones de operación y el ambiente que rodea al material de la superficie, se define un esquema de pintura que implica la aplicación de varias capas mediante el uso de equipos de aspersión, normalmente tipo airless hasta logra unos espesores de película mínimos. Es importante el tiempo de curado entre capas para lograr el éxito del recubrimiento. Para garantizar el espesor, se realizan las mediciones respectivas de acuerdo a la norma SSPC-PA-2 “Measuremment of Dry Paint Tickness With Magnetic Gages” (SSPC-PA 2.); también es indispensable el control de adherencia de la pintura de acuerdo con la norma ASTM D-4541 (ASTM, D 4541). Se deben realizar las pruebas de adherencia para asegurar la cohesión entre capas, cada una de las cuales consiste en colocar un dado adherido a la superficie pintada durante aproximadamente 40 minutos, para después retirarlo con un equipo hidráulico de tracción que mide la presión (psi) a la cual se retira el dado. Estas pruebas son realizadas por el inspector de Control de Calidad, de acuerdo con las normas, las especificaciones del cliente y las fichas técnicas del fabricante de la pintura (SIKA, 2008), (NTC, 1996), (NACE, 1975). ANALISIS DE RESULTADOS Debido a que los metales tienden a su estado más oxidado, que a la vez es su estado más estable y es donde se produce un mayor deterioro en la calidad de los mismos, se hace necesaria una preparación óptima de la superficie que garantice el éxito en su protección, el correcto método de aplicación del recubrimiento y el 14

El éxito de un proceso de control de corrosión mediante recubrimientos para proteger elementos metálicos ferrosos depende fundamentalmente de: Adecuado análisis de las condiciones de exposición. Diseño del esquema de recubrimientos a aplicar. Método de alistamiento o preparación de superficies. Calificación del método de aplicación de recubrimientos. Calificación del personal involucrado en el proceso (Operarios de chorro abrasivo, Aplicadores de recubrimientos e inspectores de calidad) Aplicación de normas técnicas en los procesos de aseguramiento de calidad. Cumplimiento de las especificaciones técnicas indicadas por el fabricante del recubrimiento. BIBLIOGRAFÍA ASTM. (s.f.). D 4541. Standard Method for PullOff Streng of Coatings Using Portable Adhesion Testers. ASTM International. ASTM. (s.f.). E337-02(2007) Standard Test Method for Measuring LATINCORR

Humidity with a Psychrometer (the Measurement of Wet- and Dry-Bulb Temperatures). ASTM International. NACE. (1975). TM0175. Visual Standard for Surfaces of New Steel Centrifugally Blast Cleaned with Steel Grit and Shot. NACE. NTC. (18 de 09 de 1996). NTC 3951. PINTURAS Y PRODUCTOS AFINES. SISTEMAS DE PINTURAS PROTECTORAS. VARIABLES DE EVALUACION EN CAMPO. Norma Técnica Colombiana. SIKA. (2008). Catálogo de productos del fabricante productos de recubrimiento. Obtenido de http://www.sika.com.co/manual_rec ubrimientos_2008.pdf SSPC. (s.f.). Steel Structures Painting Council. Surface Preparation Specificactions. SSPC-PA 2. (s.f.). Measurement of Dry Paint Thickness With Magnetic Gauge.


HERRAMIENTA INFORMÁTICA GIAP PARA LA GESTIÓN DE INTEGRIDAD DE ACTIVOS FIJOS EN CAMPOS PETROLEROS RESUMEN Las organizaciones han venido involucrando cada vez más las tecnologías informáticas, en sus procesos y rutinas mejorando la calidad de estos, elevando su producción y controlando las operaciones realizadas con el fin de detectar errores a tiempo, el desarrollo de esta herramienta se realizo gracias a la necesidad de apoyar procesos propios de integridad de activos y de poder llevar una memoria corporativa.

Abelardo Barón1, abelardo.baron@atpingenieria.com Carlos Obando, carlos.obando@hcl.com.co Juan Pablo Meneses, juan.meneses@atpingenieria.com Leidy Lozano4, leidylozano735bright@gmail.com Enrique Vera, enrique.vera@uptc.edu.co Yaneth Pineda6, yanethp6@hotmail.comLuis Efrén Rincón, abelardo.baron@atpingenieria.com Fernando Muñoz, abelardo.baron@atpingenieria.com

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El desarrollo de la herramienta informática Gestión Integridad Activos de Producción (GIAP), apoyados por la empresa privada y la academia, permite el desarrollo de innovación tanto para los creadores como para el sector petrolero en Colombia. La aplicación permite almacenar un histórico de la información general de los activos, llevar un repositorio de las inspecciones realizadas, ejecutar análisis de riesgos para así garantizar el dinamismo de los activos de la industria y su sostenibilidad mediante el aseguramiento y centralización de la información mejorando los ciclos productivos, la disponibilidad de los equipos, disminución de impactos ambientales, reducción de costos y riesgos operacionales. Esta cuenta con una estructura presentada en forma de Árbol para así permitir al usuario su fácil manejo, presentando en forma amigable cada uno de los módulos. La herramienta es alimentada con los históricos de construcción del equipo estático (líneas y vasijas), las condiciones operacionales y los monitoreos realizados, los cuales originan una matriz de riesgos basado en los parámetros establecidos por documentos y normas para la generación de planes de inspección a través de un modulo de Ordenes de Trabajo (OT), para su ejecución programada. LATINCORR

Palabras claves: Integridad, planes inspección, riesgo, amenaza, memoria corporativa. INTRODUCCION El desarrollo de procesos apoyados en herramientas informáticas hace que estos mejoren y agilicen, permitiendo el aseguramiento de la memoria corporativa que a lo largo de los años se ha venido perdiendo, como inventarios de activos, inspecciones y monitoreos. Estas razones han llevado a la empresa privada y la academia colombiana a realizar investigación y desarrollo interdisciplinario de un software que permita aprovechar las bondades de los computadores para almacenar y analizar información. Los equipos fijos pertenecientes a los campos petroleros entre ellos pozos, líneas de flujo, ductos (AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. API 1160.), tanques, separadores, PIAs, se les deben asegurar tanto la información de construcción (planos, materiales, códigos de diseño), condiciones operacionales y las inspecciones ejecutadas para poder realizar un posterior análisis de riesgos (BERTOLINI, BEVILACQUA M., CIARAPICA F.E., GIACCHETTA G. y PALACIOS T Carlos A.) y a partir de estos priorizar y generar planes de inspección para cada uno de ellos a partir de normas (NACE Standar RP 0502-202 y NACE SP0206-2006). Basados en estas premisas se inicio el desarrollo de una herramienta informática que permita cumplirlas. Esta herramienta permite realizar gestión de integridad de activos fijos, con la aplicación de una metodología de análisis de riesgo y un modulo para el manejo de planes de inspección basado en OT. HERRAMIENTA INFORMÁTICA El cumplimento de los objetivos de la herramienta se basan en la metodología que muestra la figura


1, donde se ilustra el ciclo que lleva a cabo la información que alimenta la herramienta.

cargar información de las inspecciones en los formatos establecidos por la herramienta. ESTRUCTURA DE LA HERRAMIENTA

Figura 1. Flujo de la herramienta informática La herramienta fue desarrollado bajo una arquitectura cliente servidor permitiendo la centralización de los datos en una única fuente, los cuales son accedidos por los clientes en campo, para cargue y análisis.

El software presenta una estructura definida para cada uno de las estaciones que se creen, en forma de árbol desplegado verticalmente, como lo muestra la figura 2. En donde se presentan nodos principales que son el tipo de campo, los nodos secundarios son las estaciones pertenecientes al campo, los nodos terciarios que son los activos por estación y por último los nodos cuaternarios las características de cada activo.

FUNCIONAMIENTO DE LA HERRAMIENTA CARGUE INFORMACION CONDICIONES OPERACIONALES La primera actividad establecida dentro del software es la creación de los activos y cargue de la información de condiciones operacionales establecidas dentro de la herramienta como son, tipo de pozo, grado tubería, diámetros, espesores, recubrimientos, entre otros. Para lo cual se cuenta con interfaces desarrolladas para el cargue y edición de la información, guardando un histórico de dichos cambios. CARGUE DE LA INFORMACION Para alimentar la estructura de la herramienta fueron diseñados formatos en los que se diligencia la información de los parámetros, para que posteriormente el software los lea y cargue a la base de datos, organizándolos y disponiéndolos

Esta forma de presentación, hace que se pueda mostrar al usuario una interfaz amigable, además permitir mostrar gran cantidad de datos en muy poco espacio.

ROLES DE LA HERRAMIENTA El software cuenta con un modulo de gestión de usuarios, los cuales acceden a la herramienta con un determinado rol asignado.

Cada vez que se cree una nueva estación, automáticamente se creara y desplegara el árbol. Figura 2. Estructura Software

Los roles dispuestos para la herramienta son administrador, analista y técnico, que brindan ciertos permisos a los usuarios. El administrador cuenta con permisos para realizar cualquier actividad dentro de la herramienta como crear, actualizar y borrar usuarios, crear y editar nuevos activos, cargar información, generar y ejecutar planes de inspección, realizar análisis de información y análisis de riesgos. El analista solo cuenta con permisos para visualizar la información de los activos, realizar análisis de la información de las inspecciones y análisis de riesgos.

En cuanto a la estructura de datos de la herramienta esta fue diseñada, basándose en un patrón donde se tienen las amenazas identificadas (corrosión externa, corrosión interna, operaciones incorrectas, condiciones operacionales, geotecnia y fuerzas externas ambientales, daños por terceros), las variables (inyección química, cruces especiales, derecho vía, inspección visual, entre otros) asociadas a cada una de esas amenazas y los parámetros asociados a cada una de esas variables, los cuales son los que la herramienta leerá y guardara.

El técnico solo tiene permisos para LATINCORR

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para su uso. Estos formatos están en un repositorio y son descargados directamente del software.

como se aprecia en la figura 3, para así entregar un formato que contengan estas medidas, para evitar posibles errores de digitación.

El software solicita información,

Figura 3. Descarga de datos.

Posterior al descargue del los formatos, los técnicos digitaran los resultados obtenidos y los cargaran en la base de datos de la herramienta, la cual hace una validación de los datos antes de ser cargados, como formatos de fechas distinción entre números y letras. ANALISIS INFORMACIÓN Y CÁLCULO DEL RIESGO Posterior al cargue de toda la información el software ya cuenta con los datos necesarios para hacer análisis y cálculo del riesgo. Para el análisis de información el rol destinado para esto tiene la posibilidad de realizar búsquedas de valores para un parámetro en una variable definida. Por ejemplo el usuario cuenta con la opción de buscar valores de una variable, Ej. Cupones cuyo parámetro corrosión general (mpy) sea mayor a 10 o menor a 1, así puede llevar un

Stand N# T2

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control sobres sus activos. Además el software por contar con información georeferenciada de los activos, cuenta con un modulo donde ubica todos los pozos en un plano con coordenadas reales, asignándole un color y forma para distinguir los valores de las variables y el tipo de pozo (inyector, inactivo, productor). El cálculo de riesgos está basado en el criterio de la probabilidad de falla (pof) por la consecuencia, para posteriormente ubicar el activo dentro de la grafica de riesgos, como se muestra en la figura 4.

El cálculo de la pof y la consecuencia se hace con la asignación de pesos a determinados parámetros que influyen directamente y que son aplicados a un algoritmo que se ejecuta realizando una correlación entre ellos. PLANES DE INSPECCION Gracias al análisis de datos y el cálculo del riesgo se puede hacer una priorización para cada activo y generar un plan de inspección para la estación, este se crea y almacena en la misma base de datos. Para esta acción el sistema cuenta con un modulo para programar, abrir y/o descartar, ejecutar y cerrar una orden de trabajo. INDICADORES

Figura 4. Calculo Riesgo Para la interfaz del software se sugirió mostrar esta matriz como se muestra en la figura 5.

La herramienta cuenta con cuatro indicadores establecidos, reporte de OT programadas, abiertas, ejecutadas, cerradas y descartadas. Reportes de Fallas presentadas en las estaciones en un determinado rango de tiempo. Reporte de cumplimiento de OT, donde se calcula el porcentaje de cumplimiento de OT programadas versus cerradas. Por último se tiene el reporte de la eficiencia del tratamiento químico.

3. Contar con un modulo de planeación de OT dentro del mismo software permite realizar gerenciamiento de los planes de inspección basados en el análisis del riesgo y priorización de los activos. 4. La herramienta permite tener una visión rápida del historial de todos los monitoreos, inspección y reparaciones realizadas a cada uno de los activos. 5. La herramienta muestra indicadores que permiten detectar fácilmente desviaciones en los planes de inspección, reparaciones y monitoreos, de cada uno de los campos, facilitando la creación de reportes. REFERENCIAS 1. AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. API 1160. Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines. 2. BERTOLINI, BEVILACQUA M., CIARAPICA F.E., GIACCHETTA G. Development of Risk-Based inspection and Maintenance procedures for an oil refinery M. Journal of Loss Prevention in the Process Industries 22 (2009) 244–25. 3. PALACIOS T Carlos A. Risk based corrosion management system for oilfield production installations – development, methodology and application. PECOM Venezuela. Paper 03160, CORROSION 2003.

Figura 5. Interfaz de riesgos CONCLUSIONES En donde son mostrados los activos a los que se les calculo el riesgo, que son los que cuentan con la información para hacer el cálculo (inspecciones), si un activo no cuenta con datos en determinado parámetro el software le asigna el máximo peso para el cálculo de riesgo.

organizada de un activo permite aplicar una metodología de análisis y evaluación de riesgo, teniendo en cuenta distintas amenazas.

1. La centralización de los datos de un activo en un único servidor, permitirá el aseguramiento de la memoria corporativa tanto de las condiciones operacionales, historial de inspecciones, nivel de riesgo y planes de inspección. 2.

4. NACE Standar RP 0502-202. Pipeline External Corrosion Direct Assessment. 5. NACE SP0206-2006. Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carrying Normally Dry Natutal Gas.

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DISMINUCIÓN DE LA INCERTIDUMBRE EN LA PREDICCION DE LA VELOCIDAD DE CORROSIÓN POR CO2 UTILIZANDO EL MÉTODO MONTECARLO

David Ernesto Castellanos* Ludwing Alfonso López** Miguel Mateus*** Corporación CIMA**Ecopetrol ICP Las variaciones de caudales y parámetros fisicoquímicos de los fluidos en la producción de crudo, hacen que la corrosión de los fluidos no tenga valores constantes, por lo cual, el objetivo de este trabajo fue aplicar una metodología para la disminución de la incertidumbre en la predicción de la velocidad de corrosión por CO2 por la fluctuación en los pronósticos de las variables que inciden en el cálculo. En primera instancia la metodología contempla determinar la significancia de cada una de las variables en la predicción de la velocidad de corrosión por CO2 utilizando diseño de experimentos de cribado tipo Plaket Burman, parametrizando cada variable en sus límites superiores e inferiores resultantes de los monitoreos de fluidos y los muestreos fisicoquímicos; una vez definidas estas variables, se realiza la predicción de la velocidad de corrosión por CO2 utilizando el método de Montecarlo introduciendo las variables significativas como funciones de probabilidad triangulares. Como ejercicio, la metodología se aplicó al campo Cantagallo, mostrando que en la actualidad la velocidad de corrosión en las líneas de flujo de los pozos afectados por el frente de inyección está en rangos por debajo de 3 mpy (+/0,5), pero con la aplicación de la metodología se predice que en el término de 15 meses esta velocidad puede aumentar hasta un 300% y la infraestructura tener una disminución de la vida residual en igual proporción. Palabras claves: Modelo Montecarlo, Modelo corrosión por CO2.

INTRODUCCION La incertidumbre inherente al comportamiento de las múltiples variables que inciden en el cálculo predictivo de la velocidad de corrosión por CO2 hacen que los resultados no se ajusten al comportamiento real, por lo cual se integró al cálculo de la velocidad de corrosión por CO2 con el método de Montecarlo para la disminución de la incertidumbre de tales variables. Este método proporciona soluciones aproximadas realizando muestreos aleatorios en la distribución de probabilidad de incertidumbre de las variables de cálculo. En la metodología se debe determinar la significancia de cada una de las variables en la predicción de la velocidad de corrosión por CO2, para lo cual se utilizó diseño de experimentos de cribado tipo Plaket Burman, parametrizando cada variable de entrada en sus límites superiores e inferiores resultantes de los monitoreos de fluidos y los muestreos fisicoquímicos; una vez definidas las variables significativas para el modelo, se realiza la predicción de la velocidad de corrosión por CO2 utilizando el método de Montecarlo introduciendo las variables significativas como funciones de probabilidad triangulares. La metodología se utilizó para predecir la velocidad de corrosión en los campos con inyección de agua aplicándose como piloto en el campo Cantagallo operado por LATINCORR

ECOPETROL S.A. METODOLOGIA Para la consecución de los objetivos, se desarrolló un modelo de predicción de la velocidad de corrosión seleccionado el método de Montecarlo siguiendo los pasos resaltados en el diagrama de flujo presentado en la figura 1.

Figura 1. Diagrama de flujo para el desarrollo del Método de Predicción Definición de variables relevantes del modelo El modelo seleccionado para la realización de los cálculos de predicción fue el modelo de corrosión por CO2, el cual es un modelo matemático multivariado (41 variables) que requirió definir las variables de mayor relevancia en el cálculo. La definición de estas variables se realizó a través del diseño de experimentos tipo cribado (Plakett Burman), ya que los diseños factoriales no son prácticos cuando el número de variables es muy grande (para 41 variables con dos niveles se requieren 2.19x1012 experimentos), El diseño Plakett Burman es un diseño exponencial truncado que se utiliza para definir las variables que tienen un efecto relevante en el sistema, . La 21


respuesta del modelo de velocidad de corrosión por CO2 mostró que de las 41 variables ingresadas en los límites máximos y mínimos de los diferentes campos de Ecopetrol y tomados de forma aleatoria, solo 8 variables presentaron un efecto significativo en el cálculo de la velocidad de corrosión (Figura 2), por lo cual estas variables se definieron como las variables de incertidumbre en el proceso de predicción.

más probable, este esquema final fue el planteado para el análisis de las variables establecidas. Este tipo de distribución se utiliza como una aproximación de otras distribuciones, como la normal, o ante la ausencia de información más completa, lo que la hace útil para realizar estimaciones subjetivas de la distribución de la variable aleatoria cuando todo lo que puede precisarse de la misma es el valor mínimo, el valor más probable y el valor máximo. Modelo por Simulación de Montecarlo (MC)

Figura 2. Variables significativas del modelo de velocidad de corrosión por CO2 usando el Diseño Plackett Burman Definición de la distribución probabilística de las variables de incertidumbre Para la definición de la distribución probabilística de las variables de incertidumbre, se utilizó la distribución triangular, se denomina así por el hecho de que la función de densidad tiene una forma triangular y se ajusta de forma adecuada para la interpretación de este tipo de variables. De forma genera este tipo de distribución permite establecer el comportamiento de la variable en forma de un triángulo equilátero cuando está viene definida por dos parámetros, que representan el valor mínimo y el valor máximo de la variable, o en una forma no necesariamente equilátera cuando viene dada por tres parámetros, que representan el valor mínimo y el valor máximo de la variable, y el valor del punto en el que el triángulo toma su altura máxima o 22

La simulación de Monte Carlo es una técnica que combina conceptos estadísticos (muestreo aleatorio) con la capacidad que tienen los ordenadores para generar números pseudo-aleatorios y automatizar cálculos con el fin de disminuir la incertidumbre del comportamiento de las variables de entradas que ingresan a un modelo matemático. El método de Montecarlo proporciona soluciones aproximadas a una gran variedad de problemas matemáticos posibilitando la realización de experimentos con muestreos de números pseudoaleatorios en una computadora (Figura 3). El método es aplicable a cualquier tipo de problema, ya sea estocástico o determinístico que esté representado mediante un modelo matemático.

La base para la aplicación de modelo de MC es que las variables de entrada deben estar definidas como distribuciones de probabilidad, las cuales describen el comportamiento en el futuro basado en el comportamiento histórico. Para el programa desarrollado todas las variables de entrada se programaron como distribuciones triangulares. La variable respuesta se conoce como variable aleatoria y es la que asume diferentes valores a consecuencia de los resultados de un experimento aleatorio. Estas variables pueden ser discretas o continuas. En el caso de la velocidad de corrosión por CO2, si se le permite asumir cualquier valor dentro de determinados límites demarcados por una distribución de probabilidad, se considera una variable aleatoria continua. Para la predicción de la velocidad de corrosión general, se contó con el modelo de velocidad de corrosión por CO2, el cual fue desarrollado como un modelo semiempírico basado en las ecuaciones de DeWaard – Millias con módulos fenomenológicos para mejorar la predicción . APLICACIÓN La metodología utilizada para evaluar la incidencia en los campos de producción con inyección de agua se presenta en la Figura 4.

Figura 4. Metodología para la evaluación de la incidencia de los proyectos de inyección de agua en la infraestructura de producción Figura 3. Diagrama ilustrativo de la simulación de MC LATINCORR


Figura 5, y está compuesto de tres pasos: 1.Cargar los datos de entrada requeridos para el cálculo de la velocidad de corrosión por el modelo de CO2 al pozo que se le desea realizar la predicción. 2.Cargar los datos de: a.Pronósticos de producción proyectados, producto de las simulaciones realizadas. b.Pronósticos de CO2, H2S y cloruros según los criterios explicados en el paso 3. c.Datos de corrosión permisible (Corrosión Allowance). 3.Obtener las gráficas de comportamiento.

• Inspección y mantenimiento de la infraestructura actual. • Aplicación de tratamiento químico en pozos cuya vida residual sea alta pero se espere aumento de las velocidades de corrosión. • Programación en el tiempo de los requerimientos de reposición de infraestructura para programar el presupuesto. • En las líneas cuyas velocidades de corrosión muestren que la vida esperada con el uso de acero no es viable se deben aplicar materiales que no sufran o sean más resistentes a los procesos de corrosión.

Paso 3: Determinar las condiciones fisicoquímicas esperadas de los pozos afectados.

Figura 5. Procedimiento de la ejecución del programa de simulación

· Paso 7: Implementar.

Para el establecimiento de las condiciones fisicoquímicas se utilizan los monitoreos de los fluidos. Con el fin de ser conservativos en las predicciones, las condiciones fisicoquímicas de CO2, H2S y cloruros esperados para los pozos afectados por el frente de inyección, se pueden establecer entre el valor actual y el valor máximo que se presentaron en el campo, estos valores se pueden ajustar con los resultados de los monitoreos de fluidos que se realicen para sintonizar el modelo.

· Paso 5: Realizar análisis de resultados de velocidad de corrosión, espesor remanente y tiempos de falla (Ej: percentiles 10, 50 y 90%).

Paso 1: Identificar los pozos afectados por el mismo patrón de inyección. Se identifican los pozos afectados por el mismo frente de inyección esperando que el comportamiento de los fluidos durante el tiempo de la vida del proyecto de inyección de agua sea similar en todos, para ello se utilizaron modelos de predicción de producción. Paso 2: Identificar las condiciones operacionales esperadas en cada pozo (facilidades, flujos, Presión, Temperatura). Basados en los modelos de predicción de producción se estiman flujos de gas, crudo y agua durante la vida de los pozos, estos cálculos se pueden encontrar mes a mes, por lo que se contaría con 12 datos para elaborar una distribución triangular para cada año con el valor mínimo, el máximo y promedio. Según el juicio de expertos del personal de yacimientos, la presión y temperatura en cabeza de pozo no varían más de un 10% con lo cual se introduce una función de probabilidad equilátera para estas variables.

Paso 4: Realizar la simulación de Montecarlo para el cálculo de la velocidad de corrosión para cada pozo. El procedimiento de ejecución se encuentra esquematizado en la

· Paso 6: Definir la estrategia de control.

· Paso 8: Ajuste y sintonización del modelo con las condiciones reales del campo y retorno al paso cuatro del proceso. La aplicación del presente trabajo se implementó hasta el paso 5, por no contar con pronósticos de producción reales del campo. RESULTADOS

En paso de la metodología se establecen los pozos que se encontraron o se encontrarán más afectados desde el punto de vista de integridad por la influencia de la inyección de agua y por tanto requerirán de monitoreo e inspección cuya información permitirá establecer de forma viabilizada (relación costo/beneficio) estrategias de mitigación de corrosión.

Se seleccionó el campo Cantagallo para la aplicación como piloto de la metodología planteada por las siguientes razones: · Es un campo con un nivel de riesgo global relativamente bajo debido a sus bajas velocidades de corrosión, donde el 57% de la infraestructura tiene una vida residual mayor a 20 años según los talleres de RBI del 2008.

Las estrategias de control incluyen: LATINCORR

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· Cantagallo es un campo que inició el proceso de inyección de agua en el 2010 y se pronostica que encuentre su pico de producción secundaria en el año 2014 y esta sea de aproximadamente 25.000 bbl/día. Tabla 1. Resumen de la vida residual de la infraestructura de producción instalada en el campo Cantagallo

· El proyecto de inyección de agua inicio con una tasa de inyección de agua de aproximadamente 3000

bbl/día y hoy en día se están inyectando aproximadamente 30000 bbl/d. · Al estar en proceso de inicio el proceso de inyección de agua, proporciona tiempo suficiente para planear alternativas de predicción y poder realizar la planeación de la estrategia de sintonización del modelo de predicción.


En la actualidad la predicción de la recuperación secundaria de los pozos del campo Cantagallo está de acuerdo al comportamiento global del campo y para cada uno de los pozos los pronósticos solo se encuentran con la recuperación primaria como se muestra en la Figura 6.

Como ejercicio se realizó simulación de los pronósticos del pozo Yari 28 siguiendo el patrón de evolución de producción total, primaria y secundaria de los fluidos como se presenta en la figura 9.

Figura 9. Pronósticos de producción esperados para el pozo Yari 28 Figura 6. Comportamiento genérico de los perfiles de predicción de producción de los pozos del campo Cantagallo. Las velocidades predichas con estos pronósticos de producción primaria no mostraron grandes variaciones en el tiempo, Figura 7, se refleja que la infraestructura actualmente instalada presenta vida residual muy superior a 20 años sin la afectación por el frente de recobro mejorado (Figura 8).

Figura 7. Perfiles velocidad de corrosión simulada de un pozo del campo Cantagallo con pronósticos de producción primaria. Figura 8. Perfiles vida residual simulada de un pozo del campo Cantagallo con los pronósticos de producción primaria.

Los resultados de este ejercicio se observan en la Figura 12, en la que se evidencia un efecto directamente proporcional del aumento de la velocidad de corrosión respecto al aumento de los fluidos, de igual manera mientras que este mismo pozo simulado con las condiciones de los pronósticos de declive primario arrojan que al final de 2025 la línea posee una vida residual superior a 40 años(ver figura 8), con el ejercicio de simular la proyección de recuperación secundaria se evidencia una reducción considerable en su vida residual reflejándose la probabilidad de presencia de un evento de falla en el 2020 (figura 10).

Figura 10. Resultados de la simulación del pozos Yari 28 basado en los pronósticos de producción supuestos.

incremento considerable, pero aún se encuentran en niveles por debajo del 75% de agua a Octubre del 2010 (Figura 11), por lo cual no se espera la presencia de altas velocidades de corrosión.

Figura11. Evolución del BSW en el 2010 de los pozos afectados por el frente de inyección del campo Cantagallo Los resultados de la velocidad de corrosión Figura 12, muestran que en todos los pozos, a acepción del Yari 77, se presenta una velocidad de corrosión por debajo de 4 mpy, pero haciendo una proyección lineal del incremento del porcentaje de agua en los fluidos de producción, loa cuales indican que en 15 meses estará en un 90% el corte de agua con lo que la velocidad de corrosión podría aumentar en más de un 300% (Figura 13) y tener una disminución de la vida residual en igual proporción. .

Figura 12. Velocidades de corrosión máximas predichas para los pozos afectados durante el 2010 por el frente de inyección de agua en el campo Cantagallo.

Se realizó las predicciones con el comportamiento de 11 de los pozos del campo Yarigui, los cuales durante los meses del 2010 mostraron que se encuentran afectados por la inyección de agua según el personal de yacimiento y son el Yari 25, 28, 55, 62, 65, 73, 77, 80, 85,106 y 112. Como análisis previo a la realización de la simulación se visualizó que el porcentaje de agua producida en las líneas de los pozos mostró un LATINCORR

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Figura 13. Aumento de la velocidad de corrosión en el campo Cantagallo proyectando el comportamiento actual de los fluidos de producción CONCLUSIONES · El modelo respondió positivamente a las variables seleccionadas de incertidumbre permitiendo realizar predicciones con un número pequeño de variables las cuales presentan mayor facilidad para ser ajustadas y sintonizadas con los monitoreos realizados en campo. · Los resultados del uso de la simulación MC muestran un camino con un intervalo de seguridad donde se encontrará la velocidad de corrosión en el futuro, pero se debe recordar que la confiabilidad de los resultados es función de la calidad de los parámetros que determinan las funciones de probabilidad de las variables de entradas y la sintonización del modelo con la velocidad real del campo. · La metodología planteada es independiente del tipo de modelo matemático con el cual se realiza el cálculo de la velocidad de corrosión, por lo que si se cuenta con un mejor modelo, se aumentara la precisión y la exactitud de las predicciones. · Los resultados de las simulaciones muestran que en la actualidad la velocidad de corrosión de los pozos afectados por el frente de inyección en el campo Cantagallo es 3 mpy por modelo, pero con los incrementos del corte de agua en los fluidos de producción se espera que en 15 meses esta velocidad puede aumentar a un 300% y disminuir de la vida residual en igual proporción.

o/montecarlo.PPT. UCEMA-MAG. Castro, R. (2005). Historia y criterios empíricos en la aplicación de inyección de agua en la cuenca del valle medio del magdalena. ICP. CIC. (2005). Modelo para la determinación de patrón de flujo, caída de presión y velocidad de corrosión en sistemas multifásicos. Bucaramanga. Erickson, T. (2010). Predicting the Progression of Wetness and Corrosion Under Insulation Damage in Aboveground Pipelines. CORROSION NACE, Paper No. 10373. Franco, R. (2010). Applications of corrosion models to oil and gas production. CORROSION NACE, Paper Nº 10370. Hedges, B. (2005). A prophetic CO2 corrosion tool – but when is it to be believed. CORROSION NACE. Hernandez E, & Zhang Z. (2010). Development and implementation of a new mechanistic CO2 corrosion model for oil and gas production. CORROSION NACE, Paper 364. Montgomery, D. (2001). Design and Analysis of Experiments. New York: John Wiley & Sons. Mora, A. (2009). Pronósticos de demanda e inventarios, modelos futurísticos. AMG. NACE Standard MR 0176. (2006). 3. Omolegbe, A. (2009). A probabilistic Approach to CO2 Corrosion rate, Assessment in Gas Pipelines. SPE , Paper Nº 128336. Plackett, R. L. (1946). The Design of Optimum Multifactorial Experiments. Biometrika, 33, 305–25.

BIBLIOGRAFÍA API RP 571. (2003). Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in the Refining Industry. Recommended Practice 571, First Edition. Arauno, A. (2008). STATGRAPHICS. Bogota: UNIVERSIDAD NACIONAL COLOMBIA. Bustamante, A. (2010). Evaluación de Riesgo Agropecuario. www.ucema.edu.ar/~alebus/riesg 26

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1er. Jornada Centroamericana de Terminales y Mantenimiento de Tanques

Entre el 18 y 19 de Noviembre del 2010 en Ciudad de Guatemala, Guatemala, se desarrolló la 1er. Jornada Centroamericana de Terminales y Mantenimiento de Tanques donde se dieron cita varias compañías petroleras y proveedores del sector.

la Jornada 2011? GM: El objetivo que nos propusimos desde el inicio es realizar este evento cada año y en diferentes países, de este modo tendremos la oportunidad de llevar la jornada a diferentes públicos. En el 2011 es probable que nos presentemos en Panamá, país muy importante por su ubicación y cantidad de compañías presentes.

LATINCORR se reunió con Gustavo Magram, Gerente Comercial de A.R. Watson Latinoamérica S.A., quien estuvo a cargo de la organización del evento: Latincorr (LC): ¿Por qué surge la idea de realizar este evento? Gustavo Magram (GM): Existe una necesidad latente por parte de los profesionales del petróleo en América Latina de actualizarse y adquirir nuevos conocimientos en sus respectivos campos. Las oportunidades no son tan amplias como en Estados Unidos donde constantemente hay cursos y exposiciones, por lo que este tipo de conferencias sirven para llevar algo de ese conocimiento de primera mano al profesional que busca mejorar su desempeño y el de la empresa. Otro punto importante y que se debe mencionar es que en la industria del petróleo es esencial la actualización ya que esta contribuye directamente a mejorar la seguridad y el medioambiente. En este marco, la jornada actuó como un mini curso donde se expusieron varios temas. LC: ¿Cómo se compuso el panel de oradores y qué temas se presentaron? GM: Las conferencias estuvieron a cargo de los patrocinadores que fueron 8: A.R. Watson Latinoamérica, Baker CGI, Brodie, Diorca Industrial, Enardo, HMT, ILTA y Varec. Cada uno desarrolló un tema dependiendo de sus servicios y productos y en algunos casos se analizaron problemáticas particulares planteadas por los asistentes. En cuanto al programa, fue variado y se compuso de diversas conferencias donde se abordaron temas como tecnología, mantenimiento y normatividad relacionados con terminales y mantenimiento de tanques de almacenamiento.

LC: ¿Qué temas desarrollarán esta vez? GM: Eso dependerá de las empresas interesadas en participar como patrocinador. Serán algunos temas de los ya presentados y por supuesto otros temas de actualidad que presenten cierto grado de novedad. Dependerá también en gran medida de lo que el público solicite ya que el feedback es muy importante al organizar la jornada. LC: Nos comentas que estarás presente en ILTA 2011 Conference and Trade Show que se realizará en Houston TX. en Junio. ¿Cuál será tu participación? GM: Si, participaré en las sesiones en español y tendremos el stand #818 en la expo. La invitación está abierta a todos los profesionales para que participen en este importante evento y reunirnos si hay interés por patrocinar la Jornada 2011. Agradecemos a Gustavo Magram y esperamos que tengan el mismo éxito en la Jornada de Terminales y Mantenimiento de Tanques 2011. Coincidimos en que es importante fomentar la actualización de conocimientos para beneficiar a la industria en su conjunto ya que este es también uno de los objetivos de LATINCORR. Estén atentos ya que en los próximos números publicaremos el lugar y fecha de la Jornada 2011. Para mayor información:

LC: ¿Cuál fue la respuesta del público? GM: La respuesta y participación del público fueron excelentes. Asistieron más de 40 personas de 15 compañías y 6 países. Incluso se solicitaron temas para futuras jornadas, lo que demuestra un verdadero interés profesional. Realmente estamos muy complacidos con la respuesta obtenida y esperamos tener la oportunidad de seguir ofreciendo este tipo de eventos. LC: Hablas de futuras jornadas, ¿Cuándo y dónde será

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SEÇÃO EM PORTUGUÊS

SUSCEPTIBILIDADE À CORROSÃO SOB TENSÃO E À FRAGILIZAÇÃO POR HIDROGÊNIO DE JUNTAS SOLDADAS CIRCUNFERENCIAIS DE AÇO API 5L X80 PRODUZIDO NO BRASIL

Adriana Forero Ballesteros 1 José Antonio Cunha Ponciano 2 Ivani de S. Bott 3

Palavras-chave: Solda circunferencial; Corrosão; Hidrogênio; Aços API.

Resumo

SUSCEPTIBILITY OF API 5L X80 GIRTH WELDS TO STRESS CORROSION CRACKING AND HYDROGEN EMBRITTLEMENT

Neste trabalho objetivou-se estudar a susceptibilidade à corrosão sob tensão (CST) em presença de sulfetos e à fragilização por hidrogênio, em soldas circunferenciais similares de tubo API 5L X80 e dissimilar X80 - X56, de fabricação nacional. Foram realizados ensaios segundo norma NACE TM0177/96, Método A, e ensaios de tração sob Baixa Taxa de Deformação (BTD) segundo a Norma ASTM G129-2006, empregando uma solução de tiossulfato de sódio. Constatou-se que sob as condições de ensaio aqui adotadas, o metal de base seria aprovado segundo os requisitos da NACE TM0177/96. Os metais de solda originados pelos diferentes processos de soldagem estudados apresentaram susceptibilidade à corrosão sob tensão em presença de sulfeto, segundo o mesmo critério, fraturando em um período inferior a 720h. Esta susceptibilidade à CST por sulfetos e fragilização pelo hidrogênio, foi comprovada pelos resultados dos ensaios de tração BTD, onde foi observada uma queda significativa no limite de resistência, alongamento e tempo de ruptura, ao se comparar os ensaios em solução com os ensaios realizados ao ar, na mesma taxa de deformação. 28

Abstract This work studies the susceptibility of API 5L X80 girth welds similar and X80-X56 girth welds dissimilar, to Stress Corrosion Cracking in the presence of sulphides (SCC) and hydrogen embrittlement (HE). NACE tests were carried out according to the NACE TM0177/96 Standard, Method A, and Slow Strain Rate Tensile Tests (SSRT) were performed according to ASTM G 129-00, employing a sodium thiosulfate solution. In accordance with the requirements of NACE TM0177/96, in this test condition, the base metal was considered approved. All weld metals, obtained by the different welding processes studied, showed susceptibility to SCC in the presence of sulphides, with fracture occurrence in a period of less than 720h. This susceptibility to SCC and to HE was confirmed by the results of the SSRT tests, where there was a significant drop in the tensile strength, as well as the strain and time to rupture in the tests in solution. Key words: Girth weld; Corrosion; Hydrogen; API steels. 1

Doutora em Engenharia de LATINCORR

Materiais do DEMa/PUC – RIO. Universidade Pontifícia Católica, Rua Marquês de São Vicente, 225, Gávea Rio de Janeiro, RJ - Brasil 22453-900. E-mail: adriafob@esp.puc-rio.br, adriafob@hotmail.com. 2 DSc, MSc, Professor Associado – COPPE/UFRJ. , Departamento d Engenharia Metalúrgica e Materiais, Laboratório de Corrosão, Ilha do Fundão, IF-B. E-mail: ponciano@metalmat.ufrj.br 3 Professora Associada, DEMa/PUC – RIO. Universidade Pontifícia Católica, Rua Marquês de São Vicente, 225, Gávea Rio de Janeiro, RJ - Brasil - 22453-900. Email: bott@puc-rio.br.1. INTRODUÇÃO A crescente demanda no transporte de gás, petróleo e seus derivados, vem tornando cada vez mais exigentes as especificações de tubos para gasodutos, oleodutos e polidutos, tanto on shore quanto off shore. O conhecimento do comportamento mecânico e microestrutural dos aços para fabricação destes tubos permitem a garantia da integridade dos dutos, a qual é de fundamental importância para toda a indústria de petróleo e gás. Propriedades mecânicas como: resistência, soldabilidade, tenacidade à fratura e ductilidade, além de propriedades como: resistência à corrosão e à fragilização pelo H2S contido no petróleo; vêm sendo o contínuo desenvolvimento dos aços microligados da classe API. Essas


propriedades dependem do controle da composição química e dos parâmetros de processamento do aço. Entretanto, a junta soldada, dependendo do procedimento utilizado, não mantém a mesma alta resistência do metal de base. O grande desafio é, portanto, manter a alta resistência sem o prejuízo da tenacidade, principalmente com relação às juntas soldadas, uma vez que o procedimento de soldagem envolvido na produção dos tubos pode modificar a microestrutura do metal de base na região da zona termicamente afetada (ZTA) e, conseqüentemente, as proprieda des mecânic as e de resistênci aà corrosão, tornando a esta região da junta soldada mais susceptível à corrosão sob tensão (1). Este trabalho tem como objetivo estudar a resistência à corrosão sob tensão (CST) em presença de sulfetos e susceptibilidade à fragilização pelo hidrogênio, em soldas circunferenciais similares de tubo API 5L X80 e dissimilar X80X56, avaliar a influência do pH e do teor de H2S na corrosividade dos meios aquosos utilizados nesta pesquisa e caracterizar as superfícies da fratura resultantes dos ensaios de laboratório. Ensaios de acordo com a norma NACE TM0177/96 (2), Método A, foram utilizados para avaliar a resistência à CST conforme o critério de fratura/não fratura. Ensaios de tração sob baixa taxa de deformação (BTD) de acordo com a norma ASTM G129/2006 (3), foram utilizados como uma técnica de laboratório alternativa, para avaliar a susceptibilidade de materiais metálicos à CST e fragilização pelo hidrogênio.

A Tabela 1 apresenta a composição química dos tubos utilizados. O tubo API 5L X80, foi conformado pelo processo UOE a partir de chapas de aço produzidas nacionalmente por laminação controlada sem resfriamento acelerado. O aço X56 foi usado na junta X80-2 de modo a simular uma soldagem de um tubo X80 com um acessório como, por exemplo, válvulas e flanges, ou a junção de segmentos de dutos novos com segmentos de dutos já existentes, e não com fins comparativos entre os dois aços base. Tabela 1. Composição Química do metal de base X80 e X56 em % em

Figura 1. Caracterização microestrutural dos Aços API X80 e X56. 2.2. Juntas Soldadas Circunferenciais As juntas soldadas estudadas foram obtidas a partir de seções de tubo (anel) de aços API 5L X80 e X56. Foram utilizados três processos de soldagem, Eletrodo revestido (ER), Arame Tubular (FCAW-G), Eletrodo consumível sob proteção gasosa (GMAW (STT)), para os quais foram desenvolvidos quatro Especificações de Procedimento de Soldagem (EPS) diferentes. Na Tabela 2, são resumidos os processos de soldagem e consumíveis utilizados para cada EPS.

peso. O aço X80 apresenta matriz ferrítica com microconstituinte austenitamartensita (MA) e constituintes não ferriticos, o aço X56 apresenta microestrutura ferrítica - perlitica, (Figura 1). Foi utilizado para a microscopia ótica, ataque com a solução de 2% de Nital por 5 a 10 s. Para a microscopia eletrônica por varredura foi utilizado ataque eletrolítico duplo, para determinar a presença do constituinte MA: 1. ataque: 5g de EDTA, 0,5 g de NaF e 100 ml de água destilada a 5V por 15 segundos; - 2. ataque: 5g de ácido pícrico, 25 g de NaOH e 100 ml de água destilada a 5V por 100 s.

Tabela 2. Resumo dos processos de soldagem utilizados por EPS Foi realizada análise química do metal de solda considerando as regiões referentes aos passes de raiz, enchimento e acabamento. Os valores médios obtidos a partir de quatro amostras para cada junta são apresentados na Tabela 3 A caracterização microestrutural das juntas soldadas apresenta resultados similares, sendo representativa para o metal de solda a estrutura ferrita acicular ou ferrita de contorno de grão. A ZTA, independente da região, geralmente apresenta estrutura bainítica inferior e microconstituinte MA. A Figura 2 mostra a micrografia referente à junta X80-3

2. MATERIAIS E MÉTODOS 2.1. Metal Base

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CALENDARIO DE CURSOS Corrosiόn Básica Julio 11 – 15, 201 Houston, TX - USA

CIP Peer Review Junio 17 – 19, 2011 Houston, TX – USA

Septiembre 26 – 30, 2011 Houston, TX - USA

Julio 22 – 24, 2011 Houston, TX – USA Agosto 26 – 28, 2011 Houston, TX – USA

Octubre 3 – 7, 2011 Las Vegas, Nevada USA CIP Nivel 1 Junio 13 – 18, 2011 Cuernavaca – México

Octubre 10 -12, 2011 Bogotá - Colombia

Julio 10 – 15, 2011 Marabella – Trinidad

CP1 – Protección Catódica (Tester) Julio 3 – 8, 2011 Marabella – Trinidad

Septiembre 12 – 17, 2011 Quito – Ecuador

Agosto 14 – 19, 2011 Houston, TX – USA

Octubre 24 – 29, 2011 Maracaibo, Zulia – Venezuela

Septiembre 12 – 17, 2011 Madrid – España

Noviembre 14 – 19, 2011 Madrid – España

Noviembre 7 – 12, 2011 Buenos Aires Argentina

CIP Nivel 2 Junio 12 – 17, 2011 Marabella – Trinidad

CP2 – Protecciόn Catόdica (Technician)

Junio 20 – 25, 2011 Cuernavaca – México

Junio 13 – 18, 2011 Cuernavaca – México

Agosto 8 – 13, 2011 Bogotá – Colombia

Julio 4 – 9, 2011 Quito – Ecuador

Febrero 13 – 18, 2012 Quito, Ecuador

Agosto 21 – 26, 2011 Houston, TX – USA

Noviembre 14 – 19, 2011 Buenos Aires – Argentina

CP Interference Agosto 22 – 27, 2011 Buenos Aires – Argentina

Noviembre 21 – 26, 2011 Rio de Janeiro Brasil

Septiembre 11 – 16, 2011 Houston, TX – USA

CP3 – Protección Catódica (Technologist) Agosto 8 – 13, 2011 Bogotá - Colombia

Corrosión Interna Para Tuberías (Básico) Junio 20 – 24, 2011 Cuernavaca - México

Octubre 3 – 8, 2011 Lima – Perú Octubre 16 – 21, 2011 Houston, TX – USA

Octubre 17 – 21, 2011 Lima – Perú

CP4 – Protecciόn Catόdica (Specialist) Julio 25 – 30, 2011 Maracaibo, Zulia – Venezuela Octubre 17 – 22, 2011 Buenos Aires – Argentina Octubre 23 – 28, 2001 Houston, TX – USA Noviembre 18 – Diciembre 3, 2011 Lima – Perú

Noviembre 21 – 25, 2011 Maracaibo, Zulia Venezuela Control de Corrosiόn en Refinerías. Junio 6 – 10, 2011 Maracaibo, Zulia – Venezuela Julio 25 – 29, 2011 Rio de Janeiro – Brasil Septiembre 5 – 9, 2011 Bogotá – Colombia

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Tabela 3. Composição Química do metal de solda MS (% em peso)

2.4 Ensaios NACE

A caracterização microestrutural das juntas soldadas apresenta resultados similares, sendo representativa para o metal de solda a estrutura ferrita acicular ou ferrita de contorno de grão. A ZTA, independente da região, geralmente apresenta estrutura bainítica inferior e microconstituinte MA. A Figura 2 mostra a micrografia referente à junta X80-3

Os ensaios NACE foram realizados em acordo com os procedimentos indicados na norma NACE TM0177/96(2) - Método A. Os anéis de ensaio foram montados para aplicação da carga, a qual por sua vez, é função do nível de tensão a ser aplicado definido pelo limite de escoamento e do diâmetro do corpo de prova. Os corpos de prova para estes ensaios foram cilíndricos de 100 mm de comprimento e 6,35 mm. de diâmetro. Nestes ensaios as tensões aplicadas foram de 85%, 90% e 100% do limite de escoamento dos aços X80 e X56. Os ensaios foram realizados a temperatura ambiente (25 °C), durante um tempo máximo de 720 horas ou até a ocorrência de fratura do material. A composição e características de saturação das soluções utilizadas nestes ensaios estão amostradas na tabela 5.

Figura 2. Caracterização microestrutural da Junta X80-3. 2.3 Ensaios BTD Utilizou-se o método de ensaio de tração sob baixa taxa de deformação (BTD) em acordo com a norma ASTM G 129-00 (3), ao ar e em solução, os quais foram executados sob carregamento axial a uma taxa de deformação de 2,8x10-5s-1, a temperatura ambiente, em corpos de prova cilíndricos de 60 mm de comprimento e 3,8mm de diâmetro. Foram preparados diferentes meios corrosivos (Tabela 4), com base em uma solução de Tiossulfato de Sódio, gerando indiretamente H2S pela reação do meio ao entrar em contato com o metal. O pH foi ajustado para valores entre 3,4 e 4,4, por meio de adições (em pequena percentagem) de ácido acético ou hidróxido de sódio.

Tabela 5. Composição química das soluções utilizadas nos ensaios NACE (2)

* Desareada com nitrogênio por 30 minutos e saturada com H2S

Tabela 4. Composição química dos meios com Tiossulfato de Sódio. 32

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gasoso a uma velocidade aproximada de 100 ml/min. durante 10 minutos. Em seguida o fluxo era reduzido e mantido durante o ensaio a uma razão de vazão rápida (3 bolhas cada 10 segundos). ** Desareada com nitrogênio por 30 min. Saturação com fluxo de H2S a uma razão de vazão lenta (1 bolha cada 10 segundos). A saturação com H2S por 10 minutos com velocidade de 100 ml/min foi eliminada. 3 RESULTADOS 3.1 Ensaios BTD O comportamento em tração ao ar e em solução, tanto da juntas soldadas quanto dos metais base foram muito similares, conforme mostrado na Figura 3, onde o ensaio ao ar apresenta maior valor de deformação e menor valor de tensão de ruptura quando comparados com os ensaios em solução.

Figura 3. Curva Tensão-deformação para a junta soldada X80-4 em solução 1. A susceptibilidade dos materiais

ensaiados em BTD pode ser avaliada de acordo com a razão de


redução de área (RRA) com a equação (1), onde RA1 são os valores obtidos em meio agressivo e RA2 os valores obtidos no ensaios ao ar. Quando RRA é igual a 1,0 indica que não há susceptibilidade à CST, e razões menores que 1,0 indicam susceptibilidade (3): RRA= RA1/RA2 (1) A Tabela 6 mostra os resultados médios obtidos para elongamento (El), redução de área (RA), tempo de ruptura (TR), e razão de redução de áreas (RRA). A redução de área para os corpos de prova ensaiados em solução, quando comparados aos ensaiados ao ar, indica perda de ductilidade significativa o que é coerente com a redução nos valores de deformação e menor estricção (4). Tabela 6. Tabela da média dos valores obtidos para parâmetros dos ensaios BTD

transgranular (Figura 5). Figura 4. (a) Corpo de prova MB X80 ensaio NACE. (b) Ensaio de Tintas penetrantes amostrando a não ocorrencia de trincamento na

aumentando a acidez e assim o risco de trincamento. Estes resultados estão em acordo com o fato que para as soluções 2 e 4 que possuem pH menos ácido (4,4), o

superficie. Figura 5. (a) Corpo de prova da Junta X80-1 do Ensaio NACE. (b) Trincas secundárias reveladas no Microscópio óptico. (c) Trincamento Transgranular revelado no MEV. valor médio de RRA para as juntas soldadas é mais próximo de 1, indicando menor susceptibilidade à CST e fragilização pelo hidrogênio (3, 8).

3.2 Ensaios NACE

4. DISCUSSÃO

Os metais base X80 e X56 resistiram às 720 horas de ensaio exigidas pela norma, e não apresentaram trincas secundarias (Figura 4). No entanto, as juntas soldadas elaboradas pelos diferentes processos, não foram aprovadas uma vez que fraturaram antes do tempo especificado pela norma (720 horas de ensaio), e aquelas que não fraturaram apresentaram trincas na superfície longitudinal e transversal. A iniciação e propagação de trincas foi predominantemente

Uma redução significativa da ductilidade é evidenciada (Figura 6) para os meios de ensaio 1 e 3 (pH mais ácido). Este comportamento foi atribuído a ação conjunta de dissolução do material e fragilização pelo hidrogênio, uma vez que estas soluções favorecem a produção de H2S a partir de Na2S2O (5,6). De acordo com Hutchens (7) a taxa de produção de hidrogênio é dependente da acidez (pH) do sistema, onde altas concentrações de espécies como CO2 e o H2S promovem a redução do pH,

Figura 6. Gráfico comparativo da relação de redução de área para as juntas soldadas ensaiadas em diferentes meios. A avaliação da superfície de fratura por microscopia ótica e eletrônica de varredura não evidenciou a presença de trincas secundarias na seção longitudinal (figura 7a) para os corpos de prova ensaiados ao ar, sendo a superfície de fratura dúctil (figuras 7b, 7c). A avaliação da superfície de fratura para os ensaios em solução, evidenciou a presença de trincas secundárias (Figura 7 d) e morfologia de fratura mista apresentando tanto fratura por clivagem como fratura dúctil por alvéolos ou dimples (Figuras 7e, 7f). Sendo estes resultados típicos para todas as amostras ensaiadas. Deve ser mencionado que no ensaio BTD todas as fraturas ocorreram no metal de base, exceto no caso da presença

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de defeitos no metal de solda tais como porosidade e inclusões que serviram como elementos concentradores de tensão, quando a fratura ocorreu nesta região.

Figura 7. Detalhes macrográficos e micrograficos típicos das superfícies de fratura dos corpos de prova de ensaios BTD ao ar e em solução da Junta X80-1. As superfícies de fratura dos ensaios NACE apresentaram trincas secundárias no comprimento útil do corpo de prova (Figura 5). Este tipo de trinca é normalmente associado à recombinação de átomos de hidrogênio, previamente em solução sólida, para formar moléculas de hidrogênio (6). Estas formas de recombinação freqüentemente ocorrem nas inclusões não metálicas. A iniciação e propagação de trincas foi predominantemente transgranular. Quase todas as fraturas ocorreram no metal de solda ou próximas à linha de fusão. Alguns autores (9), associam a ZTA como a região frágil de uma junta soldada em função da existência da zona de grãos grosseiros. No presente estudo a fratura ocorreu na região próxima à linha de fusão e se estendeu para a ZTA e em outros casos na interface ZTA/Metal base. Embora os ensaios NACE realizados tivessem variação do valor de tensão aplicada, diferentes pH e concentração de H2S, a maior incidência de fratura ocorreu no

metal de solda. Para os ensaios BTD esta tendência não ocorreu, havendo uma maior incidência de fratura no metal de base. Uma possível explicação é o fato que estes ensaios apresentam diferentes mecanismos, onde no caso dos ensaios NACE o fator determinante é o acúmulo de H no aço, enquanto no ensaio BTD o efeito predominante é a redução de tenacidade do material pelo efeito do hidrogênio, associada à deformação plástica imposta. 5 CONCLUSÕES Os metais base API X80 e API X56 foram considerados aprovados segundo os requisitos dos testes NACE TM0177/96 solução B, nas condições de ensaio aqui adotadas. Porém os metais de solda originados nos diferentes processos de soldagem estudados apresentaram susceptibilidade à corrosão sob tensão em presença de sulfeto segundo o mesmo critério, fraturando em um período inferior a 720h ou apresentando trincas secundarias longitudinais. O mecanismo de fratura predominante nos ensaios NACE foi fratura transgranular, localizando-se quase todas, na zona entre a linha de fusão e a zona de grãos grosseiros da zona afetada termicamente. A redução da ductilidade, indicando susceptibilidade à corrosão sob tensão e fragilização pelo hidrogênio foi evidenciada pelos ensaios de tração BTD para quase todas as juntas soldadas obtidas dos diferentes processos. Este fato foi apreciado com maior intensidade para os ensaios em soluções 1 e 3 (pH = 3.4), e pode ser atribuído a uma ação conjunta de dissolução LATINCORR

do material e fragilização pelo hidrogênio, dado que estas dos soluções favorecem a produção de H2S a partir de Na2S2O3. As superfícies de fratura dos corpos de prova ensaiados, tanto em tração com baixa taxa de deformação quanto em meio NACE, apresentaram trincamento secundário, o que evidencia a ação do hidrogênio como elemento fragilizante dos materiais. Agradecimentos Os autores agradecem ao CNPQ, FAPERJ, e CENPES – Petrobras pelo suporte financeiro para o desenvolvimento desta pesquisa e a USIMINAS pelos ensaios NACE. REFERÊNCIAS 1ZEEMANN, A. Corrosão em Juntas Soldadas. Infosolda. 2003. Disponível em: hhtp://www.infosolda.com.br /artigos/metso108/pdf Acesso em:25/05/2009 2NACE Standard TM0177-96. Laboratory Testing of Metals for Resistance to Specific Forms of Environmental Cracking in H2S Environments. Houston, Texas. NACE International, 1996. 3AMERICAN SOCIETY FOR TESTING AND MATERIALS. ASTM-G 129-00(2006) Standard practice for slow strain rate testing to evaluate the susceptibility of metallic materials to environmentally assisted cracking. West Conshohocken, PA, 2006. 4BUENO, A. H. S.; PONCIANO, J.A.C. Plano de gerenciamento de integridade de dutos contra corrosão. Corrosão e Proteção, v. 5, n. 22-3, p. 23-8, Julho/Agosto 2008. 5GUEDES, M. Avaliação da fragilização pelo hidrogênio em juntas soldadas de um aço carbono-manganês. 93f. Dissertação (Mestrado em Ingenharia Metalúrgica)Universidade Federal de Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 1997. 6KELLEN, R.S.L. BOTT, I.S. PONCIANO, J.A. Laboratory investigation of environmentally induced cracking of Api-X70 and X80 pipelines steels. In: 24TH OMAE ( International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering), 24., 2005, Halkidiki, Greece. June, 2005. ASME, ISBN 0-7918-3759-9. P.1-5. 7HUTCHENS, T. Carbon-manganese and low alloys steels in sour service. TWI Knowledge Summary. 2007. On land and offshore: Part 1: Carbon and Carbon Manganese Steel Pipelines.Disponível em : www.twi.co.uk/content/ksejh001.html. Acceso em: 06/07/2008 8BUENO, A. H. S. Avaliação integrada de mecanismos de falha por corrosão em dutos. 2007. 269f. (Tese de Doutorado em Engenharia Metalúrgica e de Materiais). − UFRJ (Universidade Federal de Rio de Janeiro), Rio de Janeiro, 2007 OMWEG, G.M.; FRANKEL, G.S.; BRUCE, W.A. The performance of welded highstrength low-alloy steels in sour environments. Corrosion, v. 59, n.7, p. 64053, July, 2003. 35


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