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Agosto 2015
SOLUCIONES PARA INSPECCIÓN Y TENDENCIAS
Año IV. Edición XLVI
EDICIÓN ESPECIAL
LA COLUMNA DE LA INDUSTRIA
EMPLEADO DEL MES
Localizaciones para
Monitoreo de Corrosión
CMLs
API-570 especifica claramente la necesidad de desarrollar programas de ins-
EDITORIAL
pección de especial énfasis para los “Deadlegs” (un área que normalmente
Seguridad y Motivación
tiene poco o ningún flujo), pero aquí estamos de nuevo, esta vez en otra refine-
Es nuestro trabajador del mes de Julio en materia de Seguridad
ría, un deadleg a una presión de 150 psig, aguas abajo de una válvula de
Higiene y Ambiente, de igual manera reconocemos la gestión de
En esta edición cuando ya nos acercamos al
4to aniversario de nuestro boletín, quiero
resaltar y dar el merecido reconocimiento a un
muy importante elemento de nuestra gestión
de Inspección e Integridad Mecánica.
La
seguridad en una planta de Alquilación por Acido Fluorhídrico (HF) fallo liberando una nube de hidrocarburo ligero y vapores de HF. Afortunadamente, en este
caso, la nube de vapores inflamables se alejó flotando sin encontrar una fuente
todo el personal que labora en las Refinerías de Amuay y Cardón
del CRP.
de ignición. Por supuesto que podría haber sido un gran desastre si la nube se
hubiera encendido provocando una explosión, como de hecho ha pasado varias
cultura de excelencia en seguridad de nues-
veces debido a las fallas de tuberías en las unidades de proceso de Alquilación
tros inspectores, quienes aun expuestos a
con HF.
Buen Trabajo!
riesgos como altura, espacios confinados y
agotadoras jornadas mantienen impecables
En este caso, materiales residuales y de ensuciamiento de hidrocarburos y
records de seguridad. Este logro lo quiero
ácidos depositados en un deadleg con el tiempo y causaron corrosión acelera-
compartir con nuestros clientes quienes dictan
da,
la pauta del comportamiento seguro en sus
Dado que las velocidades de corrosión en los Deadlegs a menudo difieren
instalaciones, con nuestros coordinadores de
significativamente de la línea principal, deben ser manejados y entendidos como
seguridad y con todo nuestro equipo. Cuando
circuitos de tuberías separados. Por lo tanto, deben tener diferentes frecuencias
se tiene seguridad es imperativo celebrarlo y
y planes de inspección. Muchos otros incidentes han sido reportados como
compartir como se ha logrado, es la única
resultado de la corrosión agresiva no detectada en Deadlegs. Métodos de
forma de seguir siendo excelentes. Y es esa
inspección especiales deben aplicarse para Deadlegs, no sólo para detectar la
la motivación que me lleva a este mensaje,
corrosión localizada, sino también para detectar posibles restricciones o tapona-
por favor detengámonos un momento hoy a
miento que podrían reducir o anular la capacidad de alivio de las válvulas de
celebrar nuestros logros en seguridad, sintá-
seguridad. Si se anticipa corrosión localizada (no uniforme) la radiografía de
monos orgullosos y a la vez retados en esta
contacto / perfil o otro tipo de exploración / método de detección se debe aplicar
determinación de no ser nada menos que
con el fin de encontrar y determinar el tamaño de corrosión localizada. Medicio-
excelentes en seguridad. Démonos cada día
nes Puntuales de Espesor por Ultrasonido (UT) en los CMLs designados en el
un día seguro, y así un día a la vez sigamos
deadleg tienen pocas posibilidades de encontrar áreas de corrosión altamente
construyendo ese futuro de “0” incidentes que
localizada
y
también
adelgazamiento
general.
aisladas y localizadas.
todos queremos.
BETH THOMAS
Soluciones Industriales
En esta edición trataremos en detalle el tópico
LECCIONES APRENDIDAS
de Localizaciones para Monitoreo de Corrosión – CMLs, elemento clave en la efectividad
y eficiencia de programas de inspección. En
Inspfalca
continuamente
trabajamos
con
nuestros clientes en la definición de CMLs
basados en Lazos de Corrosión y considerando la técnica de Ensayos No Destructivos
(NDE) de mayor efectividad para la morfología del mecanismo de degradación, a la vez
de optimizar en costos para el acceso y la
ejecución de los NDE.
Rara vez en la industria petroquímica y de refinación hay una nueva y desconocida causa de fallas de Integridad Mecánica en equipos estáticos. Las mismas
fallas siguen ocurriendo a pesar de todo el conocimiento de la industria y la
orientación
sobre
la
manera
de
evitarlos.
En este artículo vamos a presentar 3 incidentes industriales graves, las causas
fundamentales son familiares para todos nosotros, pero al mismo tiempo estoy
seguro de que todos compartimos la misma frustración de ver que ocurran una
y otra vez.
Incidente # 1
FrancescoSolari
Solari
Francesco
Presidente
de Inspfalca.
Presidente
Inspfalca
ALCANZADAS
923.452 HH
SIN ACCIDENTES
INCAPACITANTES
Una línea transferencia operando a 1000 psig y (425 ° C) 800 ° F en un horno
de hidro-desulfuración fallo liberando una enorme nube de hidrocarburos ligeros
e hidrógeno que luego explotó y provocó un incendio de grandes proporciones.
Las líneas eran de una aleación de 9% Cr para resistir la corrosión a alta
temperatura por sulfuro de hidrógeno-hidrógeno. Pero habían varios puntos de
cambios de especificación justo aguas abajo de la tubería de transferencia,
donde la aleación cambió de 9% Cr a 1,25% Cr, que no es lo suficientemente
resistente para el medio ambiente de sulfuración a altas temperaturas. La
ruptura ocurrió en uno de esos puntos de cambio de especificación. La causa
principal fue que el azufre que contienen las especies en el proceso y la velocidad de flujo aumentó con el tiempo acelerando las velocidades de corrosión, lo
cual no fue detectado.
Incidente # 2
Un gran incendio con múltiples víctimas mortales se produjo en una refinería
cuando una línea aérea de 8 pulgadas de diámetro desde una torre despropanizadora fallo. La unidad de proceso fue completamente destruida y hubo impor-
tantes daños colaterales a otras unidades cercanas. La línea fue construida en
acero al carbono. El lugar en que se rompió estaba justo aguas abajo de un
punto de inyección lo cual aceleró la corrosión. El punto de inyección se había
movido previamente desde otro lugar a su ubicación actual. En lugar de una
pluma de inyección (propósito dispersar adecuadamente el material en la
corriente de proceso), sólo se utilizo la conexión de un tubo de 1” pulgada de
diámetro. Patrones de corrosión inusuales impidieron al inspector detectar con
todo el rigor la agresividad de la corrosión en el diámetro interior al tomar
lecturas puntuales UT en las partes del codo. Sin embargo, los datos sí muestran que las velocidades de corrosión estaban aumentando, pero no hubo
suficiente análisis de datos o de seguimiento que podría haber dado lugar a una
inspección adicional del codo.
Incidente # 3
Una línea aérea de acero al carbono de diámetro de 8 pulgadas en una planta
de gas operando alrededor de 300 psig y 70F fallo, liberando 72.000 libras de
hidrocarburo ligero con ~ 3% de H2S que formaron una nube de vapor de
hidrocarburos. Afortunadamente no hubo ignición. Varios bomberos fueron
afectados por H2S, pero afortunadamente ninguno sufrió lesiones a largo plazo.
Una vez más, esto es una falla de enorme potencialidad de causar severas
consecuencias, ya que nubes de vapor de hidrocarburos de ese tamaño han
sido muy destructivas cuando han encontrado una fuente de ignición. Por API
570, esta línea sería clasificada como Clase 1 (es decir, el riesgo más alto). La
causa de la falla resultó ser corrosión externa. La temperatura de funcionamiento está por debajo del punto de rocío, de modo que la tubería recogía condensado de agua y fue el goteo de la parte inferior, donde se produjo la corrosión
acelerada y la ruptura.
Julio 2015
Año IV. Edición XLV
Introducción
Las Fallas de sistemas de tuberías siguen representando un problema frustrante y permanente
para las plantas de procesos en refinación y
petroquímica. Se siguen reportando fallas que
contribuyen a grandes pérdidas económicas y
lamentablemente a veces daños al ambiente y a
la seguridad de trabajadores. Las tuberías representa el mayor porcentaje de fallas en los equipos estáticos en refinación. Por supuesto, hay
muchos factores dentro de un programa de
integridad equipos a presión que pueden contribuir a problemas de integridad de tuberías,
incluidos diseño, operación y funcionamiento
dentro de ventanas de operación segura y de
integridad, manejo del cambio, etc.
ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS
espesores, sobre todo para diámetros pequeños (<8 NPS) y tuberías aisladas térmicamente. Un solo
disparo RT puede examinar una sección de 17 pulgadas de tubo, proporcionando una revisión de las
dos paredes del perfil, y la "sombra" puede avisar al inspector que la corrosión localizada puede estar
ocurriendo. Sin embargo, la desventaja de RT convencional es que tiene dos grandes deficiencias en el
suministro de datos cuantitativos de espesor. En primer lugar, los perfiles capturados por la radiografía
no representan necesariamente la sección transversal de la sección más delgada de la tubería. En
segundo lugar, las estimaciones del grosor de perfil de la pared, utilizando un componente de referencia
basado en estimaciones de los usuarios de los cambios de densidad, tienen una varianza de medición
inherente significativa (10% o más) Zonas sospechosas de corrosión localizada encontradas con este
enfoque cualitativo posteriormente deberán evaluarse con métodos de medición más cuantitativos.
Programas de mayor efectividad se basan en dos disparos de perfil en un CML, con 90 grados de
separación, para generar cuatro lecturas. Por otro lado, si la radiografía sí muestra corrosión localizada a
través de perfiles, picaduras o sombras oscuras con variaciones significativas (> 0.030 pulgadas delta), a
continuación de la radiografía se debe utilizar un examen de UT cuantitativo para escanear o medir
espesores en un rejilla de la zona para realmente definir cuantitativamente el sector más delgado del
tubo.
RT Digital y Computarizada
Este artículo se centrará en un solo proceso crítico clave en la gestión de la integridad de las tuberías de
proceso: los programas de monitoreo de corrosión interna basados en medición de espesor. Este artículo discutirá lo que constituye un proceso eficaz de monitoreo espesor de tuberías y presentará varias
prácticas que pueden ser nuevas para algunos lectores, pero estas prácticas han producido resultados
beneficiosos en varios programas de confiabilidad de tuberías. En este artículo, se discutirán las ventajas y limitaciones del uso de ultrasonido (UT) y radiografía (RT) como técnicas de recolección de datos
de espesor.
Es importante tener en cuenta que este artículo se centra sólo en el adelgazamiento de espesor, o
corrosión, lo que en muchas plantas, es la forma más frecuente de degradación. Sin embargo, hay
muchos otros mecanismos que pueden conducir a fallas de tuberías, tales como la fluencia a alta temperatura, fatiga, agrietamiento ambiental asistido por de-aleación (por ejemplo, SCC por cloruros), etc.
Estrategias eficaces de inspección deben ser desarrolladas para detectar los tipos particulares de daños
por medio de la asignación de Localizaciones de Monitoreo de Condición (CML de sus siglas en Ingles
“Condition Monitoring Locations”) donde el daño es esperado y usando la técnica de Ensayos No Destructivos (END) más efectiva para la detección de la morfología especifica del daño.
Programas de Medición de Espesores con Instrumentos UT portátiles
La obtención de datos de espesor tubería se genera principalmente por una de las dos técnicas básicas
END: UT o RT. El uso de ultrasonido en una variedad de procedimientos es a menudo la elección para
la mayoría de los usuarios cuando realizan medición de espesores. Hay una variedad de equipos y
procedimientos que se pueden encontrar dentro de esta técnica. La técnica más común es el uso de un
instrumento portátil digital con un transductor de sonda dual, típicamente 0,250 a 0,500 pulgadas de
diámetro. La mayoría de los usuarios requieren que el indicador incluya una pantalla-A Scan, así como
una lectura digital para asegurar que el operador entienda lo que lee (por ejemplo productos de corrosión o recubrimiento vs. el espesor de pared de metal real), y así evitar asumir que la señal que se está
leyendo en tubería adelgazada es el primer eco vs. el segundo eco. Esta técnica sólo lee la pequeña
área de la tubería directamente debajo de la sonda y en tal sentido se debe utilizar como mínimo tomar
múltiples lecturas en un CML para obtener una lectura promedio y evitar altas variaciones en los datos
de registro. La técnica, si es realizada correctamente por operadores competentes, se puede medir con
confiabilidad espesores considerando la influencia de la calibración, superficies, acoplante y otras variaciones del procedimiento locales para alcanzar un margen de precisión / repetitividad típico de +/- 0.010
pulg En base a las buenas técnicas y operadores hoy en día se pueden alcanzar consistentemente
variaciones limitadas a +/- 0,005 pulgadas.
A menudo, sin embargo, el problema con esta técnica implica diversas fuentes de desviaciones. La
temperatura es una de ellas ya que la calibración se lleva a cabo en una muestra a temperatura ambiente y luego al medir en la superficie caliente el equipo se creará una desviación por diferencia de
velocidad del sonido en el material caliente. Pintura externa también puede causar desviación positiva.
Calibración en un bloque de material diferente al material actual de la tubería también dará lugar a
desviación por desajuste de velocidad. Por último, una de las causas más comunes de desviación es
calibrar utilizando un espesor en el bloque que está demasiado lejos de los espesores de tuberías que
se encuentran en el campo. Estas desviaciones pueden y deben ser abordadas por los programas de
garantía de calidad y procesos de verificación de datos.
La técnica de UT digital permite la recopilación de datos rápida y muchos dispositivos ahora tienen la
capacidad de grabación de datos que se pueden descargar electrónicamente en bases de datos. La
capacidad de máxima temperatura de la mayoría de las sondas es de hasta 300ºF para temperaturas de
la superficie del metal y sondas especiales con bloques de retardo puede leer hasta 900ºF, aunque se
requieren procedimientos especiales para dar cuenta de las diferencias de velocidad dentro del metal
caliente las cuales que pueden afectar la determinación del espesor real. Como el primer paso en una
evaluación de circuito de tuberías esta técnica tiene la capacidad, junto con la evaluación y el análisis
apropiado de datos por el usuario, para detectar la posible aparición de corrosión localizada. Sin embargo, ya que esta es una técnica de medición de espesor por muestreo, no es necesariamente capaz de
definir los detalles de la corrosión localizada. La recopilación de datos de espesor para morfologías de
corrosión localizada normalmente requieren técnicas alternativas como RT.
RT Convencional: Potente herramienta de detección de corrosión localizada
Un debate que a menudo existe entre los inspectores es si los beneficios del perfil convencional de
radiografía tangencial, sobre todo en su excelente capacidad para la detección de corrosión localizada,
superan su capacidad significativamente menos precisa para lectura de espesor de pared. La RT es una
poderosa herramienta de detección de corrosión localizada cualitativa en un programa de medición de
Los recientes avances en la tecnología de
la radiografía, como el uso de pantallas
foto-estimulables por fósforo (PSP) para
capturar la imagen combinada con el
análisis de la imagen digitalizada de alta
calidad transferida la computadora, ha
permitido una notable mejora en la reducción de las desviaciones de espesor.
Estos avances permiten un uso más
cuantitativo de las lecturas de espesor por
RT, haciéndolas casi comparables a los
ultrasonido digitales. Tenga en cuenta
que al igual que la RT convencional,
usted todavía tiene que lidiar con tener el
perfil de un solo plano, que puede no ser
la ubicación adelgazada de la corrosión
localizada. La implementación de una base de densidad consistente que se puede seleccionar para
proporcionar una estimación espesor de pared constante puede resolver este problema.
Colección de Data de Corrosión Localizada
Hay algunas opciones en el terreno de técnicas de END para localizar y medir el espesor mínimo en
lugares de corrosión localizada. Esto debe hacerse por personal calificado, utilizando procedimientos
que son más avanzados que las técnicas de UT digitales. Con este fin, se recomienda realizar pruebas
en muestras de especímenes con pérdidas localizadas de espesor para verificar la eficacia de la técnica
de seguimiento / validación y la capacidad del personal que la utiliza, es decir, pruebas de calificación
del procedimiento y del operador. Las técnicas de seguimiento y validación más comunes que se utilizan
con el fin de aumentar la eficacia: escaneo con UT, medición de espesor por UT de múltiples puntos en
rejillas, y las técnicas automatizadas de escaneo UT.
Aunque el envío de una cuadrilla de técnicos a realizar una exploración manual con el mismo equipo UT
digital es relativamente barato, la desventaja incluye la imposibilidad de registrar con precisión la correlación de los resultados y la imposibilidad de repetirla con precisión y repetitividad en el futuro. Se recomienda algún tipo de examen consistente y repetible para obtener una mejor reducción del riesgo, como
el uso de un instrumento de UT más eficaz que proporcione una mayor confianza en el estado de daño
real del equipo.
Cerrar rejilla (es decir, 2 pulgadas en las cuadrículas) utilizando equipos UT digital disponibles puede ser
útil, eficaz y de costo medio para mejorar el examen local y la repetitividad de los resultados para el
seguimiento futuro. Una vez más, esto todavía puede ser bastante incompatibles con respecto a la
repetitividad si se toman lecturas de un solo punto dentro de cada cuadrado, o como hacen algunos, en
las intersecciones de la rejilla. Para mejorar la repetitividad y futuras comparaciones, cada cuadrado
puede ser tratada como un CML individual y de nuevo tres lecturas puntuales individuales se deben
tomar en cada cuadrado.
La mejor técnica para seguimiento / validación de corrosión localizada es UT automatizado (AUT de sus
siglas en Ingles “Automated UT”) lo que proporciona un mapa grabado y presenta datos detallados de la
evaluación del espesor en forma de imágenes multicolores. El usuario tiene la opción de repetir el AUT
en la ubicación corrosión localizada en base a las velocidades de corrosión, o localizar CMLs en la
ubicación identificada como mas corroída por el mapa AUT para el monitoreo futuro. Si se elige esta
opción, se sugiere que, según el enfoque de rejilla UT, los CMLs no sólo deben ser colocado en el lugar
más delgado, sino también en varios sitios alrededor de la ubicación más delgada para monitorear el
patrón de cambio en el futuro.
Conclusión
RT como técnica de diagnostico global para la detección de corrosión localizada combinada con seguimiento con AUT como método cuantitativo para la determinación precisa de la morfología daño localizado y las mediciones de espesores es la manera más efectiva para definir CMLs cuando se espera
corrosión localizada. Después de RT y AUT la definición de CMLs en la zonas más delgada utilizando
instrumento digitales de mediciones de espesor por UT es una opción viable, efectiva y económica.
próximos eventos:
NACE Central Area Conference 2015- August 31 - Septiembre 2, 2015, St. Louis Union Station – DoubleTree by Hilton Hotel St. Louis, MO, U.S.
8th Annual National Aboveground Storage Tank Conference & Trade Show Septiembre16, 2015 - Septiembre17, 2015, Galveston, TX
Corrosion Management Summit Septiembre 13, 2015 - Septiembre16, 2015, Abu Dhabi, UAE
Center for Offshore Safety Forum Septiembre 16, 2015 - Septiembre17, 2015, Galveston, TX
2015 API Tanks, Valves, and Piping Conference & Expo Octubre 12-15, 2015, Las Vegas, NV.
NACE Northern Area Eastern 2015, Octubre 18 - 21, 2015, Courtyard by Marriott Ottawa. Ottawa, Canada.
2015 API Pipeline Industry exchange (PIX) , Noviembre 04, 2015, DoubleTree Hotel, Houston, Texas.
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