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Para proteger un oleoducto aéreo contra la corrosión externa , en mi opinión es que la mejor opción, de las propuesta, es la aplicación de recubrimientos orgánicos (Pintura). Pero debemos considerar que cada caso es particular y se evalúa según los ambientes a los que esta expuesto, igualmente es primordial que desdés el diseño se realice una buena selección de matarles según las características del crudo y las variables operacionales del servicio.
Para llevar control de la corrosión bajo los soportes de tuberías, es indispensable monitorear esas zonas, para lo cual la primera y más importante evaluación de condiones es la inspección visual, ya que con el resultado de esta inspección se puede tomar una decisión definitiva o determinar si es necesario realizar otro tipo de ensayo.
Alguno de los puntos a considerar en el monitoreo de la corrosión en estructura en ambiente marinos son los siguiente.
1. Primero conocer el diseño de la estructura que se va a monitorear.
2. Entender y conocer que el mecanismo de corrosión que se da en ese ambiente es la corrosión electroquímica y que hay diferentes severidades de la corrosión según el ambiente como zona de salpique, las áreas sumergida en agua, fondo marino y el área fuera del agua. Con este conocimiento podemos definir la frecuencia y cómo atender o monitorear cada una de las áreas.
3. Conocer las características de los materiales de la estructura, ya que, por ejemplo; se monitorea de manera diferente el concreto que el acero.
4. Inspeccionar frecuentemente la condición de los recubrimientos industriales del metal
5. Monitoreo frecuente del concreto, para detectar daños en el recubrimiento superficial, roturas por impactos, grietas producidas desde el interno del concreto por la corrosión de la armadura de acero.
6. Verificar o monitorear oportunamente la condición y funcionabilidad de los sistemas de protección catódica.
Correcto Wallis inclusive el problema puede ser una estrategia mal elaborada. En todo caso yo agregaría el siguiente comentario: Las estrategias se diseñan normalmente apoyadas con herramientas de gestión de trabajo. Lo primerio que se debería realizar es ubicar la causa raíz del problema, existen metodologías diseñadas para eso, después de ubicar la causa raíz y las causas contribuyentes hay que ir corrigiéndolas.
Excelente Ing. Mario.
Entendiéndose que cada caso debe ser evaluado según su condición o severidad, atendiendo la emergencia y normalizando el sistema en tiempo prudencia.
El mayor peligro sobre algunas de las fugas de agua de mar, son los equipos alrededor de la fuga, y que la misma sea de tal magnitud que disminuya considerablemente el caudal del sistema de enfriamiento de una planta.
Las medidas de espesores de ultrasonido a equipos con altas temperaturas, equieren de materiales consumible, accesorios y medida de seguridad especiales. Algunas de ellas son:
1. Primero que todo determinar o medir la temperatura de piel del material a medir
2. Usar un acoplante que sea resistentes a la temperatura que se encuentre el material a medir.
3. Utilizar Transductores para altas temperaturas que estén en el rango de temperatura en la cual se encuentre el material a medir.
4. El tiempo de contacto del transductor con el material caliente no debe ser largo. Se debe respetarse las indicaciones del fabricante del transductor, igualmente esperar un tiempo corto entre medidas para que el transductor baje su temperatura
5. Como la calibración del equipo UT se realiza con patrones a temperatura ambiente, se debe realizar la corrección de las medidas en caliente, utilizando las formulas matemáticas correspondientes.
Definitivamente si se oxida y muy fácilmente, pero las características favorables de este material, es que ese oxido es una fina película superficial de óxidos de cromo, que lo hace muy resistentes a la corrosión.
Igualmente, los aceros inoxidables también son susceptibles a cierto tipo de corrosión, dependiendo esta del porcentaje de cada uno de los elementos aleados, ya sea de la serie 400 (Martensíticos) o la serie 300 (Austeníticos).
El criterio principal para los equipos malos actores, es la metodología de confiabilidad que se debe utilizar para identificarlos esos equipos y las causa raíz del problema. Estos equipos deben estar permanentemente en monitoreo durante su operatividad, para controlar la causa raíz que los haces malos actores.
En la parada general de planta, estos equipos se deben ser abordar con el criterio de eliminar la causa raíz del problema.
Para determinar y establecer los TMLs en un circuito o lazo de corrosión, se requiere el análisis del sistema por de un equipo de trabajo multidisciplinario (Ing. de corrosión, inspección de equipos e ingenieros de proceso.)
Ahora para modificar la cantidad de TMLs en el circuito, se debe mantener el criterio de análisis, consultar y aprobación por equipo de trabajo multidisciplinario.
Para detectar un taponamiento en este tipo de sistema hay que analizar el circuito operacional y funcionalmente.
1. El primer indicador de obstrucción es la caída inesperada del caudal.
2. Comprobar si los instrumentos de medición están funcionando adecuadamente y que la torre de vacío este recibiendo producto o residual.
En realidad, no debe ser complicado detectar un taponamiento en el fondo de vacío, ya que si no hay fluido se inunda la torre y se dispararía los sistemas de seguridad operacionales, la dificultas estaría en localizar la ubicación exacta de la obstrucción y sus causas. No hay un método único para esto, por lo tanto, hay que ir evaluando el circuito. Yo sugiero que primero se retiren secciones de aislamiento térmico donde se tenga sospecha de obstruccion antes de que la tubería se enfríe, y realizar ensayos termográficos, principalmente antes y después de las válvulas para descartar caída de compuertas.
Muchas gracias Simón por tu repuesta. Como era una emergencia, el hueco se taponó con madera y luego se aplicó un elastómero, o goma flexible, lográndose el sellado. Pero tomando en consideración lo que mencionas, vamos a completar esta reparación provisional según tus recomendaciones.
Todo lo mencionado es correcto. La forma de corrosión bajo aislamiento en los aceros inoxidables austeníticos es stress corrosion cracking (SSC). Hay puntos básicos a tener en cuenta para evitar este tipo de corrosión bajo aislamiento, partiendo desde el diseño, en donde se debe seleccionar el aislamiento térmico adecuado para el servicio y material de la tubería, diseñar barreras en el aislamiento para evitar entrada de humedad en ambiente salino, aplicación de recubrimientos a la tubería (Pinturas) si fuese necesario, Y cuando la tubería o línea entre en servicio, se debe monitoreo permanente de la condición del aislamiento térmico y finalmente mantener en control la variable operacional de temperatura.
El aluminio en contacto con el oxigeno tiene un alta velocidad de corrosión inicial, pero una vez formada la capa de óxido (alúmina) en la superficie, ésta actúa como protector, evitando que continúe de forma la progresión de la oxidación en el aluminio. Esto hace al aluminio muy resistente contra la corrosión al exponerlo con el aire.
