Introduction

Para muchas personas involucradas en la Industria de la producción del petróleo, gas, y Refinación, los términos monitoreo e inspección se usan intercambiablemente, cuando se refieren a las condiciones de corrosión. Sin embargo esta falta de diferenciación puede conducir a malentendidos y errores. Es nuestra contención que es menester una clara diferenciación es requerida, y que los Ingenieros deben esforzarse para aplicar la terminología correcta. Para lograr esta diferenciación primero es necesario definir los términos “monitoreo de corrosión” e “inspección”. Un resumen de algunas de éstas técnicas citadas ayudará consolidar un entendimiento sobre cuales términos cumplen con la inspección, y cuales se consideran implementos de monitoreo de corrosión.

Definiciones

Las siguientes definiciones pueden no ser precisamente científicas de naturaleza pero si ayudan detallar dos principales diferencias entre las dos valiosas herramientas aplicables para gerenciar la corrosión.

‘Monitoreo de Corrosión’ – es una manera de determinar como fluidos corrosivos existen en un ambiente especifico. Las variadas técnicas disponibles se usan típicamente para rendir mediciones frecuentes, de intervalos cortos en el tiempo, axial permitiendo un control  dia – a – dia  del enfoque de la  mitigación/prevención tal como la inhibición de la corrosión. (La única excepción de la descripción por intervalo de ‘corto tiempo’ es el cupón de perdida de peso.)

‘Inspección’ – es la manera mediante la cual la corrosión  (y otros) daños pueden ser ubicados en una estructura, además de lograr revelación de la cantidad y severidad del daño. Usualmente las herramientas de inspección se usan con menos frecuencia que los sistemas de monitoreo, de costumbre en base anual o hasta de mayor lapso.  Sin embargo, la frecuencia de la medición debe ser determinada vía un proceso de análisis de riesgo para lograr un programa de ‘inspección en base a riesgo’ (RBI)

Los Métodos y las Técnicas

Es importante apuntar al inicio que el uso de cualquier facilidad (dispositivo)  de monitoreo de corrosión o herramienta de inspección debe de estar dentro de los limites do los procedimientos de seguridad ingenieril.
En primer lugar solo el personal entrenado debe ser permitido a operar y mantener los variados componentes de los equipos. En segundo lugar, ellos deben aprender sobre le sistema a ser monitoreado/inspeccionado, para que entiendan los riesgos involucrados con respecto al ensayo de las actividades de su monitoreo/inspección.

Técnicas de monitoreo de Corrosión

Los dispositivos aplicados con mayor frecuencia se incluyen en la siguiente lista de componentes:

  • Cupones de perdida de peso
  • Componentes de  carretes
  • Sondas de resistencia eléctrica
  • Sondas de dolarización lineal
  • Sondas galvanices
  • Sondas de de presión de hidrogeno
  • Sondas de parcho electroquímico de hidrogeno
  • Sondas de ruido electroquímico
  • Método de huella de Campo™
  • Biosondas

La mayoría de estas técnicas se clasifican como ‘intrusivas’, en que para lograr la medición interna de estar presente un accesorio que permita la inserción de la sonda dentro de los fluidos de proceso.
Las excepciones de esta lista son las sondas de parcho electroquímico de hidrogeno, y Método de huella de Campo ™ que se atan a la superficie exterior de los recipientes y tuberías.

Cupones de pérdida de peso, piezas de carretas, y las biosondas arrojan lecturas de cerrado-abierto para determinar el resultado, y cada uno de estos elementos debe ser extraído del sistema con examen, y prueba detallada. Los otros implementos pueden permanecer en sitio por un tiempo, lográndose las mediciones manualmente, o recogidos por vía de conexiones autoamtizadas de cable, o facilidades de radio transmisión.

Herramientas de Inspección

Las herramientas de inspección se unen a la superficie exterior de la estructura, son insertadas dentro de la tubería mediante la herramienta “wireline”, o son instaladas en los “marranos” inteligentes. La siguiente lista de estos métodos no es exclusiva:

– Inspección Visual
– Ocular, y lupa
–  Bososcopios
–  Fibroscopios
– Gateador robótico
– Cámaras

– herramientas de calibre ( en equipos de cable “wireline” o cochinos
inteligentes
 – Medidores de espesor ultrasónicos (UT)
–  ‘Puntual’ UT  (régimen compresión/rayo recto (UTL)
–  Modalidad de contacto Eco-pulso
–  Modalidad Onda de tracción (UTS)
–  Arreglo faseado
–  UT automatizado (tanto en compresión como tracción)
–  UT  de largo alcance (LRUT, o inspección por onda guiada – GWI)
– Radiografía (RT)
– Tinte penetrante  (PT)
– Fuga de flujo magnético (por ejemplo los marranos inteligentes)

Estos últimos seis métodos son los mas comúnmente usados. Otros incluidos son los siguientes:
– Partícula seca magnética
– Partícula húmeda magnética
– Prueba de partícula húmeda magnética fluorescente ( WFMP o WFMT)
– Prueba de Onda guiada magnética (MGWT)
– Corrientes laterales (Eddy)
– Corrientes de pulso Eddy ( PEC)
–  Retrodisparo arraigado de neutronas ( Para CUI – corrosión debajo
del aislamiento
–  Radioscopia tangencial
–  Exclusión de flujo magnético
–  Emission acústica (AL)
–  Ultrasonido acústico

Aplicación del especialista de estas herramientas de inspección permite la detección de daño de agrietamiento (craqueo), incluyendo estos de carácter bajo – superficie.  Detección temprana de los citados daños obviamente pueden prevenir los subsiguientes fracasos catastróficos.

Finalmente

Este “Previo del Mes” se ha concentrado en la necesidad de diferenciar entre el monitoreo e inspección de la corrosión, para mostrar que cada acción juega un papel particular en gerenciar la corrosión de un sistema de producción/ procesamiento del petróleo y gas. Para mayor información sobre estos variados métodos existen variar fuentes, incluyendo el Evento de Capacitación de la JMC/Petroskills:
“PF-22; Corrosion Management in Production / Processing Operations”.

By: Alan Foster
Discipline Manager for ‘Water and Corrosion’
Traduccion al Castellano : Dr. Frank E. Ashford, Instuctor/Consultor – JMC