Metodologia de analisis de fallas en recipientes a presión y tuberias de mediano y gran tamaño

Introducción

Se considera falla a la incapacidad, por alguna razón, de una parte o elemento de una instalación, de ejecutar la función para la cual fue diseñada.

Durante años, el análisis de fallas ha sido un proceso que ha venido desarrollándose de muy diversas maneras, influenciado principalmente por la experiencia del especialista.

La ocurrencia de fallas, puede tener diversos orígenes, entre los cuales se pueden mencionar:

1.- Condiciones de servicio extremadamente severas

2.- Defectos del material base

3.- Desviaciones del proyecto original en el proceso de fabricación

4.- Diseño inadecuado

5.- Mala selección y manejo de los materiales bases y de soldadura.

6.- Dificultades en el montaje (montaje propiamente dicho, soldadura, tratamiento térmico).

7-Fenómenos de degradación estructural

8- Vandalismo.

En muchos casos el origen de la falla puede estar relacionado con una combinación de varios de los aspectos anteriormente mencionados.

Filosofía del análisis de fallas

Los datos históricos recogidos sobre fallas catastróficas en barcos, aviones, puentes, sistemas de tuberías, calderas de vapor y otras estructuras de alta responsabilidad, han demostrado una estrecha interrelación entre la teoría y la práctica, de tal manera que actualmente es posible pronosticar determinadas fallas en instalaciones

Por tales razones, se puede afirmar que la filosofía a seguir en el diagnóstico y pronóstico de fallas consiste en proponer una metodología que pueda ser de utilidad, no solo en construcciones soldadas, sino en otras áreas de la ingeniería, y que con el conocimiento de las causas que los originan, generar las acciones correctivas para evitar que se vuelvan a presentar. Otros aspectos fundamentales de la FILOSOFIA DEL ANALISIS DE FALLAS consiste en prever la vida del equipo y/o componentes soldados, la periodicidad o política de inspección, las reparaciones a efectuar y la revitalización general de la instalación cuando sea necesario.

Metodología de análisis de falla

Aspectos a considerar en la Recopilación de Información

• ¿Existe evidencia de corrosión, o de algún material extraño en la superficie fracturada?

• ¿El esfuerzo era unidireccional o este revertía en dirección?

• ¿Se ha deformado la superficie de la pieza por cargas durante el servicio o por daño después de la fractura?

• ¿Existe evidencia de daño de la superficie de la pieza debido a manufactura, ensamble, reparación o servicio? Marcas de herramientas, daño por esmerilado, pobre soldadura, marcas de arco, corrosión desgaste, fatiga por picadura o "fretting". Muchas fracturas se originan en la superficie de la pieza.

• ¿Existe alguna concentración de esfuerzo relacionada a la fractura?

• ¿Se espera que la pieza sea rígida o flexible?

• ¿Tiene la pieza un diseño apropiado?

• ¿Cómo trabaja la pieza y su ensamble?

• ¿Está la pieza dimensionalmente correcta? Coinciden las dimensiones con la información del plano?

• ¿Son las discontinuidades internas o concentraciones de esfuerzo las que pueden causar problemas?

• ¿Ocurrió la fractura en la soldadura o en la región afectada por el calor de la soldadura?

• Si la pieza fue tratada térmicamente, ¿fue el tratamiento térmico debidamente ejecutado?

• ¿Están las propiedades del material dentro de los rangos especificados? Si es así, ¿son las especificaciones apropiadas para la aplicación?

• ¿Son las propiedades físicas del material apropiadas para la aplicación? Coeficiente de expansión térmica, densidad, temperatura de fusión, conductividad térmica y eléctrica, etc.

• ¿Existe evidencia de que el mecanismo operó a excesiva velocidad o sobrecargado?

• ¿Existe evidencia que se abusó del mecanismo durante el servicio o utilizado bajo condiciones para las cuales no fue diseñado?

• ¿Recibió el mecanismo o estructura mantenimiento normal, con los materiales recomendados?

• ¿Cuál es la condición general del mecanismo?

• ¿Es candidato para disposición o es relativamente nuevo?

• Los problemas relacionados con el medio ambiente pueden surgir dondequiera de la historia de una pieza: fabricación, transporte, almacenamiento ensamble, mantenimiento y servicio

• ¿Qué reacciones químicas pueden haber tenido lugar en la pieza durante su historia? Corrosión rajadura por corrosión bajo esfuerzo.

• ¿Bajo qué condiciones térmicas ha estado sujeta la pieza durante su existencia? Elevadas temperaturas

En los pasos a seguir de la presente guía [1], es fundamental la caracterización del objeto de análisis en cuestión, es cotidiano que en la literatura aparezca la descripción detallada de las características de los materiales, sin embargo esto no ocurre así con sus propiedades las cuales no siempre se encuentran y cuando estas aparecen es frecuente que la información sea parcial.

Por otro lado, no es común encontrar en un mismo texto o artículo los métodos de caracterización de un determinado material. En ocasiones encontramos algunos métodos pero no siempre responden a los fenómenos de degradación que están ocurriendo en el mismo.

Desde el punto de vista científico, conocer los fenómenos de degradación en materiales y predefinir los métodos a aplicar es de gran importancia para el análisis de falla de un material, constituyendo una herramienta de trabajo para la toma de decisiones en la inspección y reparación. En la figura 1 se muestra la secuencia de pasos a seguir para la investigación y el de análisis de fallas, esta secuencia de pasos ordenados de forma metodológica permiten hacer un análisis escalonado en tres niveles.

Nivel I. En el mismo se lleva a cabo la recolección de los datos necesarios para desarrollar el análisis de las causas que dieron origen a la falla para esto es necesario tener en consideración las preguntas que se señalan en el epígrafe 2.3.1 de este trabajo, se advierte que la etapa inicial es fundamental para realizar un análisis adecuado, ya que en ella se documenta y coleccionan las evidencias de la falla.

Nivel II. En este se realizan los ensayos necesarios según los criterios de investigadores y especialistas involucrados en el análisis, no siempre es necesario realizar todos los ensayos que en este nivel se señalan sin embargo en el se plantean todos los que se consideran deben realizarse para cualquier caso que pueda presentarse.

Nivel III Después de la recopilación de información y la realización de los ensayos que a criterio de los investigadores y especialistas sean necesarios se procede entonces a determinar el mecanismo causante de la ocurrencia de la falla que se analiza en este paso se analiza el mecanismo de fractura se realizan pruebas en condiciones simuladas y se valoran las evaluaciones llegando a conclusiones y por último a establecer un reporte con sus correspondientes recomendaciones

Figura 1. Metodología para llevar a cabo el análisis de falla.

Ensayos a realizar para determinar posibles fallas en tuberías de transporte de hidrocarburos

El Nivel II (figura 1.) contempla los ensayos a realizar. Es muy común dividir los métodos de caracterización en dos grandes grupos, tales como:

• No destructivos.

• Destructivos.

Métodos no destructivos

Los Ensayos No Destructivos (END) son métodos de inspección que se utilizan para verificar la sanidad interna y externa de piezas, elementos y materiales, sin deteriorarlos, ni alterar o afectar en forma permanente sus propiedades físicas, químicas y mecánicas [2]. Se utilizan para encontrar discontinuidades que se formen durante la fabricación o el servicio, lo cual permite reemplazar la parte dañada y prevenir un desastre. Estos ensayos resultan bastante costosos dado por dos aspectos fundamentales:

• a) El costo del equipamiento para realizar los mismos

• b) El costo de la preparación del personal que los realiza debido a que para realizar estos ensayos el personal debe de estar capacitado, calificado y certificado.

En el capítulo anterior se definió las diferentes fallas que se pueden encontrar en las tuberías que transportan hidrocarburos y en las mismas está claro que las zonas críticas van a ser dos fundamentalmente.

• Las soldaduras y sus zonas aledañas (zonas de influencia térmica o afectada por el calor)

• Las secciones de tuberías sometidas a medios favorables a la ocurrencia de corrosión y otros daños termomecánicos.

Para poder aplicar adecuadamente la inspección por métodos no destructivos en tuberías que transportan hidrocarburos es muy importante que la persona que realiza la inspección sea capaz de aportar los datos necesarios para la evaluación y la valoración de los daños que puedan originarse de las heterogeneidades, discontinuidades y defectos detectados, para lograr esto es de suma importancia contar con personal capacitado en cada una de las diferentes técnicas de ensayo pero por demás en muy importante que se tenga conocimiento de las condiciones de trabajo a que está sometido el objeto de inspección con el fin de realizar una correcta interpretación y evaluación del estado en que se encuentra

Inspección Visual y medición de parámetros geométricos de la Unión (VT)

La gran utilidad de la inspección visual y su sencillez hacen enorme su campo de aplicación es el ensayo no destructivo por excelencia su agente físico, la luz, no produce desafió alguno a la inmensa mayoría de los materiales.

A los seres humanos, la mayor parte de la información que les llega, procedente del mundo exterior, ocurre a través del canal visual.

La capacidad para distinguir la forma de una indicación por un observador dependerá del tamaño de esta y de su luminosidad, pues se da por hecho que tiene contraste suficiente para ser percibida. La respuesta del ojo a la luz no es constante, presentando un máximo en la región amarillo-verdosa del espectro visible, hacia los 550 nm. Luego cae rápidamente hacia el azul (unos 450 nm) y el rojo (aprox. 650 nm).

En toda especificación de procedimiento de inspección visual, es imprescindible definir el nivel o niveles de iluminación con que debe llevarse a cabo y estos son función de las características de lo que ha de ser detectado. Así, para la detección de grandes discontinuidades en objetos de gran tamaño es suficiente una iluminación del orden de los 160-200 lux sobre las zonas de interés.

Sin embargo, la mayor parte de los problemas de inspección visual van ligados a las percepciones de discontinuidades pequeñas o poco contrastadas, en cuyo caso el nivel luminoso no deberá ser inferior a unos 550 lux. La detección de discontinuidades de bajo contraste y contornos difusos puede exigir niveles de 1500 lux o más.

La importancia del color en la inspección visual es muy variable en función del problema abordado, hay muchos problemas industriales en los que el color puede contribuir de modo importante a la detección e identificación de discontinuidades. Por ejemplo, el examen de productos de corrosión en superficies metálicas permite su clasificación, casi siempre basándose en las coloraciones que presentan.

La inspección visual puede realizarse según las técnicas siguientes:

Inspección visual Directa solo deberá abordarse si el ojo del inspector puede situarse a una distancia no superior a 60 cm y siempre que el ángulo bajo el que se inspecciona la zona no sea de más de 30° (criterios del código ASME).

Si bien la inspección visual se realiza básicamente a simple vista, y el ojo y el sistema de iluminación empleados son los únicos medios esenciales a tal fin, con cierta frecuencia resulta necesario, o al menos aconsejable, acudir a determinadas ayudas ópticas que mejoren o posibiliten la obtención de los resultados esperados. Hay que señalar que, en cualquier caso, dichos medios auxiliares (lupas y espejos) deberán facilitar imágenes de calidad y aspecto similares a las obtenidas por la visión directa o con aumentos débiles, como máximo de (x20) y, corrientemente, desde (xl) a (x10) para lo que se utilizan las lupas las cuales son instrumentos ópticos sencillos que permiten ampliaciones de imagen de unos pocos aumentos.

Inspección visual Indirecta solo debe considerarse admisible si es capaz de proporcionar una resolución equivalente, al menos, a la que se conseguiría por inspección directa para lo que se utiliza el endoscopio

Hay, en efecto, puntos de difícil acceso a la inspección visual sencilla, que han de ser inspeccionados mediante dispositivos adecuados, que permitan "guiar" la luz y la visión hasta allí.

El actual desarrollo de los sistemas de televisión permite sustituir estos aparatos con ventaja por circuitos cerrados en los que la calidad de imagen, amplitud de campo y posibilidad de variar el punto de vista se resuelven con mayor eficacia.

La inspección visual es realizada a todas las uniones soldadas (costuras, zona de influencia térmica y metal base) con el fin de detectar en ellas posibles defectos exteriores tales como: grietas de todos los tipos y en cualquier dirección, socavaduras, cráteres, falta de penetración, porosidad y otros defectos tecnológicos tales como: desgarradura, deformaciones laterales de las paredes, corrosión en las superficies tanto exteriores como interiores así como desgaste por corrosión.

El por ciento de superficie a controlar por dicho método es siempre el 100%. De la zona escogida para ser inspeccionada El ensayo se realizara por el código API artículo 9.6 [3] o en su defecto por el B 31.4 de ANSI AWS [4], o Código ASME sección V, Subsección A, Articulo 9 [5]. y los criterios de admisibilidad según el Código ASME sección I [6]

Una vez concluido este ensayo los inspectores emitirán la valoración de los resultados del mismo y se procederá a realizar las reparaciones necesarias antes de continuar el cronograma de ensayos que se tenga previsto durante la inspección.

Medición de espesores por método Ultrasónico (ME)

En las tuberías independientemente de su tamaño, es de suma importancia el control de los espesores. Se debe realizar con el propósito de conocer la condición en que se encuentra el ducto en cuanto al espesor de pared remanente ya que la disminución de este parámetro afecta las propiedades mecánicas, pero por demás el derrame de los productos que estas transportan, además de ocasionar pérdidas económicas proporciona daños a veces irreparables al medio ambiente dependiendo del producto transportado. Además dado a que este parámetro nos permite decidir si la tubería se encuentra dentro de rangos permisibles de continuar en servicio o es necesario sustituirla. Se debe efectuar la medición de espesores de la tubería en instalaciones superficiales y enterradas de acuerdo con el programa de inspección, esta medición se realiza mediante un medidor ultrasónico (método de ensayo no destructivo), una vez conocidos los valores se realizarán los cálculos de espesores mínimos con que puede trabajar la sección de tubo que se inspecciona, dicho cálculo se realizará según las memorias de cálculo, por el código de diseño o en caso de no contar con este dato, los cálculos se realizarán por el código ASME sección I [6, 7].

Cuando se trate de tramos rectos de línea regular enterrado o superficial, se deben definir las Localizaciones de Medición de Espesores (LME) para el trayecto. Esta selección de las LME debe considerar el potencial de desgaste del espesor en puntos críticos ante cualquier efecto (incluido la corrosión), y la consecuencia de falla de la tubería a inspeccionar. En tramos cuyas características no implique ninguno de los problemas antes mencionados, se debe seleccionar como máximo las LME de acuerdo a lo indicado en la Tabla 1 de este trabajo, a partir de lo que se señala en la tabla 18 de la norma nrf-030 de PEMEX, dependiendo de la longitud del ducto [8], tal como se muestra a continuación.

Tabla I: Localización de medición de Espesores (LME) en tramos rectos de tuberías.

La medición de espesores se debe realizar en los extremos y en el centro del área descubierta y en los cuatro cuadrantes de la tubería como mínimo, poniendo especial atención al radio interno y externo de codos y te, donde el desgaste puede incrementar la tasa de corrosión.

Equipo Principal. El espesor debe ser medido mediante el uso de equipos de pulso eco de 2.25 Mhz de frecuencia y ½" de diámetro con transductores de haz recto, éstos deben estar de acuerdo con lo indicado en el ASME Secc. V o equivalente. La frecuencia y diámetro del palpador se determinarán en función del espesor y diámetro de la tubería.

La determinación del espesor se realizará según lo indica la norma API RP 5L del 2000 [3], el Código ASME, Sección V, Artículo 23 [5], SE-797, Standard Practice for Measuring Thickness by Manual Ultrasonic [ASTM E 797-95 Pulse-Echo Contact Method, pag.414 [9], Epigrafe8,3.2.1.1 de la norma nrf-030 de PEMEX o API- RP-5L Epígrafe 9.7.4 [3, 8]

Líquidos Penetrantes (PT) y Partículas Magnéticas (MT)

Líquidos Penetrantes o Defectoscopía Capilar

Este método puede ser utilizado tanto en materiales magnéticos como no magnéticos, la inspección mediante esta técnica de ensayos nos facilita la detección, ubicación y dimensionamiento de heterogeneidades y defectos superficiales como poros y grietas, picaduras y entallas agudas tanto en la unión soldada, zona de influencia térmica y metal base de tuberías, que no han sido detectados por la inspección visual, su principio físico es el de la capilaridad se puede utilizar líquidos

Partículas Magnéticas

La Defectoscopía con partículas magnéticas se realiza con el objetivo de detectar en la unión soldada, zona de influencia térmica y metal base, defectos superficiales y sub. Superficiales con una profundidad en el interior del material de hasta 6 mm. El mismo es sólo aplicable a materiales ferromagnéticos

Defectoscopía Ultrasónica (UT)

El control por Defectoscopía ultrasónica de las uniones soldadas se realiza con el objetivo de detectar defectos internos como:

• Grietas.

• Falta de penetración.

• Concavidad interna de la raíz.

• Inclusiones de escoria.

• Poros internos en el cordón o metal base.

Este ensayo no identifica el carácter de los defectos cuando se utilice el método Scan A pero puede dar la cantidad de los mismos, sus áreas equivalentes, su extensión condicional y las coordenadas de su ubicación, aunque una persona preparada para realizarlo y con suficiente experiencia los puede identificar según el comportamiento de los pulsos en la pantalla del equipo de ensayo,. Al realizar este ensayo se tendrá en cuenta:

• El espesor del material al que se realiza el ensayo.

• El tipo de unión al que se realiza el control.

• Accesibilidad de la unión a controlar.

• El tipo de material.

Estos parámetros permiten al inspector calibrar el equipo en función del espesor a controlar y determinar en el mismo la ganancia para los niveles de Búsqueda, Control y Desecho, así como establecer el esquema de control que regirá el ensayo y seleccionar el tipo de Palpador con que se realizará el control.

El ensayo se realizara según la norma API RP- 5L 2000 [3] o en su defecto los códigos B 31.4 [4], o lo establecido por el Código ASME Sección V, Sub-sección A, Artículo 4 y 5 [9]. El por ciento de superficie a controlar por dicho método, estará en dependencia de los resultados que se hayan obtenido en los ensayos precedentes y los criterios de admisibilidad, según lo establecido por el Código ASME Sección I. PW-52 Acceptance Standards for Ultrasonic Examination. Table PW-11 Required Radiographic and Ultrasonic Examination of Welded Butt Joints [7].

Radiología Industrial (RT)

La radiografía de las uniones soldadas es realizada con instalaciones de Rayos X (Rx) o con los aceleradores lineales (Rayos Gamma). La selección de un equipo de Rx depende, fundamentalmente, del espesor del material en el que se va a trabajar, pues parte de las radiaciones son absorbidas por este.

La radiografía Gamma se utiliza cuando no es posible la realización del control con Rx, o cuando al realizar el control por dicho método se presentan dificultades.

El objetivo fundamental de la realización de este control en las partes que se considere oportuno por el inspector en las uniones soldadas, zona de influencia térmica y metal base es la detección de defectos internos como:

• Grietas.

• Falta de penetración.

• Falta de fusión.

• Inclusiones de escoria.

• Inclusiones de óxidos.

• Inclusiones de otros metales (wolframio).

• Cavidades y poros.

El ensayo se realizara según lo especificado en la norma API RP 5L 2000 [3] o en su defecto en los códigos B 31.4 [4], la norma nrf – 030 de PEMEX [8] o lo establecido por el Código ASME, Sección V, Sub-sección A, Artículo 2 [5]. El porciento de superficie a controlar por dicho método, estará en dependencia de los resultados que se hayan obtenido en los ensayos precedentes.

Criterio de aceptación. Los criterios de aceptación de las pruebas no destructivas con inspección radiográfica se indican en la Tabla 13 Anexo II de nrf-030 PEMEX. y los criterios de admisibilidad, según lo establecido por el Código ASME Sección I. PW-51 Acceptance Standards for Radiography Examination. Table PW-11 Required Radiographic and Ultrasonic Examination of Welded Butt Joints [6] ,para el cas o de realizar el la inspección según ASME sección V, para el resto de los códigos y normas señalados se realizará por los criterios de aceptación propios de estos.

Prueba Hidráulica

Los objetivos de esta prueba:

1.- Comprobar la resistencia y hermeticidad de todos los elementos de la tubería, así como de sus uniones soldadas y uniones de todo tipo.

Todos los ductos deben someterse a una prueba hidrostática para comprobar su hermeticidad después de construidos o reparados. La prueba se debe hacer después de la corrida con el equipo medidor de la geometría y con el equipo de limpieza interior.

Como alternativa se puede realizar una prueba neumática, en cuyo caso el fluido de prueba será algún gas inerte. La presión de prueba debe ser 125% de la presión máxima de operación y el tiempo mínimo de prueba de 8 horas. Dicha prueba implica riesgo de que se libere la energía almacenada en el gas comprimido, por lo que se deben tomar medidas de precaución para minimizar el riesgo del personal por la posibilidad de una falla frágil, la temperatura de la prueba debe considerarse en función de los resultados de las pruebas de tenacidad del material del ducto.

Una vez concluida la prueba hidrostática es necesaria la realización del ensayo de partículas magnéticas nuevamente para verificar si no ha ocurrido agrietamientos debido a la aplicación del ensayo hidrostático.

Este ensayo puede realizarse según lo estipulado en artículo 9.4 de la norma API RP 5L 2000 [3, 10], o el Código ASME, Sección I. PW-54 Hydrostatic Tess [6], la norma nrf -039 de PEMEX [8] .

Emisión Acústica EA

La Emisión Acústica (EA) es la primera técnica de inspección para realizar en forma global la evaluación de la integridad mecánica del estado de los equipos.

La ventaja esencial del método consiste en el hecho de que, a diferencia con otras técnicas investigativas (como ultrasonido, rayos X, etc.), no se necesita realizar un estudio "puntual" del medio en cuestión ya que es suficiente utilizar un transductor lo necesariamente sensible que detecte el fenómeno. Y este transductor puede estar muy alejado del punto donde se genera la onda de tensión. Por otra parte, se hace posible, mediante el método de emisión acústica, caracterizar zonas de un elemento o de una estructura, que luego podrán ser estudiadas en detalle mediante otras técnicas de ensayo no destructivo.

El ensayo será realizado según lo planteado en la norma API RP 5L 2000 [3],el Código ASME, Sección V, Subsección A, Articulo 12 Ensayo de Emisión Acústica para recipientes metálicos durante las pruebas de presión [5].

Métodos destructivos

En estos métodos los ensayos se pueden clasificar en cuatro grupos: Análisis químico, análisis estructural, análisis de corrosión y ensayos mecánicos [11], [12], [13].

Análisis Estructural

Las uniones soldadas constituyen los elementos y/o zonas más vulnerables de fallas en instalaciones y por tal motivo es de vital importancia estudiar y caracterizar la estructura de la unión soldada, así como sus diferentes zonas y micro constituyentes presentes en el cordón de soldadura.

Para el caso específico de tuberías de medianos y grandes tamaños la cuales pueden estar destinadas al transporte de fluidos a lo largo de grandes distancias, se ha ido incrementando en la actualidad, esto ha dado lugar al surgimiento de redes de tuberías (ductos) destinadas al transporte de diferentes derivados del petróleo como, gasolina, aceites, el propio petróleo y gas natural, debido a la seguridad, facilidad y bajo costo relativos.

Un aspecto importante para el mantenimiento de los ductos es la revisión haciendo uso de controles automatizados dentro de las más modernas calidades de la industria.

Uno de los grandes problemas que ocasionan fallos en las redes de ductos es la corrosión, fenómeno que ataca indistintamente las estructuras y equipos metálicos.

Numerosos son, los accidentes en tuberías conductoras de petróleo y derivados que se reportan en la literatura técnica y las causas de ellos son variadas, por lo que la frecuencia de falla en un sistema de tuberías depende de diversos factores que muchas veces no pueden ser cuantitativamente establecidos [14, 15].

Para ello, las metodologías de predicción de fallas en infraestructura, se han desarrollado vertiginosamente. Quedando estas plasmadas en normas, cuya aplicación pretende preservar la infraestructura, y permiten determinar los factores de riesgo en aspectos como los relacionados con la corrosión, impacto al entorno, ser humano, etc., llevando a la compilación de datos, para el caso de los ductos.

Sin embargo, tomando en cuenta los datos históricos de escenarios de falla así como de probabilidades de ocurrencia, se han podido establecer tablas y diagramas que muestran la mayoría de probables causas de accidentes que se pueden presentar.

Fallas más comunes en tuberías y recipientes a presión

Entre las causas más comunes de fallas que provocan accidentes en tuberías y recipientes a presión que se reportan en la literatura técnica, podemos encontrar las que se muestran en la Figura 4.

Figura 4. Causas de Fallas en tuberías para el transporte de hidrocarburos

Fallas a consecuencia de errores humanos

Entre las causas más comunes de fallas podemos encontrar las producidas por errores humanos (la no señalización de los lugares por donde pasan las tuberías, la realización de excavaciones a ciegas, etc.), y por otro lado el efecto de la corrosión (en sus diferentes modalidades) sobre el espesor de la pared del tubo. Este último problema es sometido a estudio en muchos de los artículos referenciados.

Errores de Fabricación.

Cuando nos referimos a errores de construcción, estamos hablando del momento en que las láminas de aceros son fabricadas de tal manera que su composición química y propiedades mecánicas no cumplan con las normas y presenten bajo contenido en cuanto a elementos de aleación se refiere. Para eso también sería muy importante que se estudiara la composición química del petróleo que se va a transportar, así como también el medio donde esté situada la tubería.

Factores de diseño.

Dentro de los errores en los factores de diseño tenemos una mala selección del acero a emplear, el diámetro externo e interno, aplicando a la vez una mala selección del espesor de la tubería. Para evitar esto, es necesario siempre acudir a las normas internacionales para construcción de tuberías de petróleos como la API 5L.

Defectos de Soldadura (errores de construcción).

Los cordones de soldadura de oleoductos y gasoductos constituye una de las zonas críticas más susceptibles donde podría iniciarse la corrosión, debido a la presencia de entallas, defectos superficiales, inclusiones, heterogeneidades estructurales que lleva consigo la unión soldada, en estos casos resulta en extremo peligrosas aquellas heterogeneidades de forma alargada sean cuales quiera (socavaduras, falta de fusión en los bordes de la soldadura, falta de penetración, inclusiones de escoria etc.) y cuando se encuentran presentes en los ductos agua, ácido sulfhídrico, bióxido de carbono y alta presión de operación, tenemos el cuadro ideal para que se desarrolle el mecanismo de corrosión y agrietamiento por hidrógeno inducido [16, 17].

Considerables son también las fallas a consecuencia de la soldadura tanto en la fase de fabricación como en la de reparación. Esto es significativo e indica la necesidad de abordar con más profundidad los fenómenos inherentes al proceso de soldadura, que pueden afectar la integridad de las tuberías. Se ha comprobado que la corrosión es el daño más influyente en las fallas. En el caso específico de Cuba, el 72,7 % de las averías que se han reportado, se debieron a la corrosión externa y el resto a las pérdidas de la hermeticidad en reparaciones temporales realizadas.

Riesgos Externos

Los riesgos externos se reducen a riesgos naturales y actividades de terceros: En el primero es de esencial importancia tener en cuenta y hacer un minucioso estudio geográfico del área donde el sistema de oleoducto será ubicado, la vegetación, el tipo de terreno (regular o irregular), sus pendientes, si atraviesa ríos o mares, entre otros. En el segundo riesgo, podríamos mencionar los sabotajes con un pequeño por ciento de protagonismo en las fallas de ductos pero no menos importante.

Estos riesgos deben ser tomados muy seriamente no sólo debido a las pérdidas económicas que se puedan originar, sino sobre todo a la posibilidad de generar pérdidas de vidas humanas y daños irreparables al medio ambiente. Corrosión en diferentes formas (interna, externa, bajo tensión), desastres naturales; como el paso del huracán Katrina, y daños originados por terceros, fueron algunas de las causas más frecuentes de accidentes [3].

Fallas en las tuberías inducidas por el servicio

Cuando una estructura se encuentra en servicio, está sometida a la acción de diferentes fuerzas y acciones agresivas provenientes del medio y del ambiente al que está expuesta, que deterioran su estado físico. Este deterioro puede ser:

– Disminución de la resistencia del material.

– Reducción de la sección transversal o del espesor de pared.

– Aparición de grietas.

Así mismo, los diversos tipos de deterioro tienen como consecuencias:

– Reducción en la capacidad de la estructura de soportar cargas

– Probabilidad de fallas inesperadas y catastróficas

– Reducción en la vida útil

En la práctica, existen muchos defectos y anomalías que afectan la resistencia de una estructura, pero si estos no crecen o se acumulan con el tiempo, el efecto será únicamente un riesgo de falla si eventualmente la carga de servicio se incrementa hasta igualar el valor de resistencia residual.

Las condiciones de servicio severo y la inestabilidad de las condiciones de operación, aumentan el grado de deterioro, reduciendo de manera muy importante la vida útil de los ductos.

Las formas de degradación estructural más comunes que acortan la vida útil de un ducto son:

– Corrosión localizada.

– Corrosión uniforme.

– Corrosión erosión.

– Agrietamiento inducido por hidrógeno.

– Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos.

Fallas en tuberías debido a la corrosión.

Como ya se ha mencionado, de todas las fallas que ocurren en las operaciones de la industria del gas y del petróleo la más importante es la corrosión. Esta se presenta en los materiales de diferentes maneras [18]. El término "corrosión" puede ser definido como la reacción del metal con los elementos del medio que lo rodea, en el cual el metal es convertido a un estado no metálico. Cuando esto ocurre, dicho metal pierde sus cualidades esenciales, tales como resistencia mecánica, elasticidad, ductilidad y el producto de corrosión que se forma es extremadamente pobre en términos de estas propiedades [19].

La corrosión a consecuencia del petróleo está relacionada con la presencia de compuestos de azufre y ácidos nafténicos. Esto ocurre principalmente por la presencia de gas sulfhídrico (HS) y azufre elemental. Los factores que influyen en esto están relacionados con el índice de acidez, velocidad, turbulencia, porcentaje de azufre, temperatura y estado físico de los petróleos.

Este es un fenómeno que se presenta prácticamente en todos los materiales procesados por el hombre. La industria de la corrosión, si por ello entendemos todos los recursos destinados a estudiarla y prevenirla, mueve anualmente miles de millones de dólares. Este fenómeno tiene implicaciones industriales muy importantes; la degradación de los materiales provoca interrupciones en actividades fabriles, pérdida de productos, contaminación ambiental, reducción en la eficiencia de los procesos, mantenimientos y sobre diseños costosos. Se estima que los gastos atribuidos a los daños por corrosión representan entre el 3 y el 5 por ciento del producto interno bruto de los países industrializados; solamente hablando del acero, de cada diez toneladas fabricadas por año se pierden dos y media por corrosión [20]. Por esta razón, cada día se desarrollan nuevos recubrimientos, se mejoran los diseños de las estructuras, se crean nuevos materiales, se sintetizan mejores inhibidores, se optimizan los sistemas de monitoreo. Todo esto en un esfuerzo permanente por minimizar el impacto negativo de la corrosión [21] . La figura 5 muestra los % en que afectan los diferentes tipos de corrosión a las tuberías que transportan petróleo y sus derivados.

Figura 5. Gráfico de Tipos de corrosión en la industria del petróleo, valores en % en que esta se manifiesta.

Corrosión por COy HS

El COy el HS son las especies corrosivas más importantes y contra las cuales es necesario actuar utilizando revestimientos que deben entonces resistir a ambos tipos de corrosión, a la temperatura, presión y también guardar resistencia a la abrasión y al impacto que en una medida u otra están involucrados en la utilizaciónde tuberías y equipos..

Corrosión por Pitting o picaduras.

Las picaduras localizadas (Pitting) se confinan normalmente a un área pequeña o a varias áreas pequeñas interconectadas. La corrosión localizada pueden ser hoyos individuales o múltiples en la tubería. Las mismas se evalúan usando medidas de la profundidad y de longitud.

La preocupación de las causas de la corrosión es por la integridad de una tubería pues el área que es atacada por este tipo de corrosión puede ser muy pequeña y sin embargo el rango de la corrosión, en algunas situaciones, puede ser extremadamente alto [18].

Corrosión interna.

Los productos del petróleo y el petróleo crudo refinado pueden contener agua, las bacterias, los contaminantes químicos y la escoria que pueden crear un ambiente corrosivo en el interior de la tubería, al petróleo cubano se une el alto contenido de azufre que posee. Como la corrosión externa, las picaduras localizadas y la corrosión general son formas típicas de ataque de la corrosión [18].

La corrosión del petróleo es un problema ya mencionado y sin embargo, ha sido publicado relativamente poco al respecto, principalmente por la gran dificultad de relacionar los resultados de laboratorio con los de terreno. Esto ocurre porque es difícil encontrar refinerías de petróleo que tengan producciones por largo tiempo con un único tipo de petróleo a temperaturas constantes.

Corrosión erosión

Este tipo de corrosión es un proceso de deterioro causado por fluidos que se desplazan por encima de un cierto valor umbral de velocidad sobre una superficie metálica, en el acero es de 4,5 m/s [19].

Corrosión bajo tensión

El agrietamiento por corrosión bajo tensión se define como la fractura de un miembro estructural a consecuencia del efecto combinado de tensiones y un medio agresivo (ambiente corrosivo), donde si faltase uno de los dos la fractura no ocurre.

En la mayoría de las ocasiones las tensiones residuales son las causantes de agrietamiento por corrosión bajo tensión. Estas tensiones pueden provenir de transformaciones metalúrgicas debido a los calentamientos o enfriamientos provocados por la soldadura o procesos de laminación en frío o en caliente producen tensiones residuales de gran magnitud [20].

Las tensiones que unido al ambiente conducen al agrietamiento por corrosión bajo tensión pueden ser internas o externas, las internas pueden ser debido a la existencia de fase martensítica en el acero u ocasionadas por tensiones residuales producidas durante la soldadura, las tensiones externas en cambio pueden ser producidas por cargas mecánicas, presión, vibraciones etc.

Antes de llegar a una falla como las explicadas en este epígrafe, podemos encontrar fundamentalmente tres escenarios:

• a) Tuberías que presentan pérdida de espesor externamente (causadas por corrosión y daño mecánico).

• b) Tuberías que presentan pérdida de espesor interiormente (causada por corrosión, erosión o corrosión/erosión).

• c) Componentes de tuberías que presentan fugas.

• 1.3.1. Agrietamiento en tuberías que transportan petróleo.

Las estadísticas indican una tendencia decreciente en la frecuencia de fallas y accidentes que se han presentado en sistemas de tuberías a nivel mundial en el periodo 1970-1999 [22]. Sin embargo, en los años (2000-2009) [23] se ha podido observar un ligero incremento en el número de accidentes.

Las tuberías, envejecen con el paso de los años y pueden verse afectadas por numerosos fenómenos de degradación que pueden resumirse en:

a). Pérdida de espesor por corrosión y

b). Agrietamiento (de diversos orígenes).

Para el control eficiente de la condición de los tubos, se ha creado un sistema de inspección inteligente que es empleado como una herramienta de Inspección en Línea (In – line inspection tools¨) [24]

Ante la severidad del posible daño detectado, se decide entre: reparar el tubo por algunos de los métodos establecidos o redefinir nuevos intervalos (más estrechos) de inspección.

A partir del análisis de los reportes de falla recogidos por el Nacional transportation Safety Board (NTSB) en su sitio web y de otras fuentes bibliográficas, se pueden establecer con bastante certeza cuales son las principales causas que conducen al agrietamiento en las tuberías de hidrocarburos, las mismas se resumen en la figura 6 que aparece mostrada a continuación

Figura 6. Causas de agrietamiento en tuberías que transportan hidrocarburos