mpr-v-001-2002- manual de proced. de ingenieria de diseño- ingenieria de corrosion

MANUAL DE PROCEDIMIENTOS DE INGENIERIA DE DISEÑO.

INGENIERIA DE CORROSION

MPR-V-001.

ABRIL, 2002

SUBDIRECCION DE TECNOLOGIA Y DESARROLLO PROFESIONAL UNIDAD DE NORMATIVIDAD TECNICA

MPR-V-001-2002 UNT

1/168

MANUAL DE PROCEDIMIENTO DE INGENIERÍA DE DISEÑO.” INGENIERÍA DE CORROSIÓN

M E N S A J E

Pemex Exploración y Producción a través de la Unidad de Normatividad Técnica, comunica a los usuarios de este documento lo siguiente:

Los autores de este Manual de Procedimientos de Ingeniería, son los analistas y diseñadores de la especialidad de Ingeniería de Diseño en Corrosión, que pertenecieron a la Gerencia de Ingeniería de Proyecto de la desaparecida Subdirección de Proyecto y Construcción de Obras de Petróleos Mexicanos. Su contenido se ha conservado de acuerdo al documento original.

El propósito de emitir nuevamente este Manual de Procedimientos de Ingeniería con un numero de identificación de acuerdo a la normatividad de PEP, es para que sirva de guía y auxilie en la solución de los problemas de diseño, que se presenten durante el desarrollo de los proyectos de las obras de infraestructura o instalaciones de este organismo.

MANUAL DE PROCEDIMIENTO DE INGENIERÍA DE DISEÑO.

INGENIERÍA DE CORROSIÓN PEP

INGENIERIA DE CORROSION MPR-V-001 2002 UNT

PEMEX SPCO GIP

ELABORO SUPTCIA. DE INGRIA. ELECTROMECANICA REV 0 SEP/ 1990 HOJA 2 DE 168

P R E F A C I O

Pemex Exploración y Producción (PEP) en cumplimiento del decreto por el que se reforman, adicionan y derogan diversas disposiciones de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, y acorde con el Programa de la Administración Pública Federal, así como con la facultad que le confiere, la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, expide el presente manual en ingeniería de corrosión.

Esta manual se elaboró tomando como la edición del manual de procedimientos de ingeniería de diseño, emitido en 1990 por Petróleos Mexicanos del que se llevó a cabo su revisión, adecuación y actualización, a fin de adaptarlo a los requerimientos de Pemex Exploración y Producción.

En la elaboración de este participaron:

Subdirección de Región Norte

Subdirección de Región Sur

Subdirección de Región Marina Noreste

Subdirección de Región Marina Suroeste

Dirección Ejecutiva del Proyecto Cantarell

Dirección Ejecutiva del Programa Estratégico de Gas

Subdirección de Perforación y Mantenimiento de Pozos

Coordinación Ejecutiva de Estrategias de Exploración

Auditoría de Seguridad Industrial y Protección Ambiental

Subdirección de Planeación

Subdirección de Administración y Finanzas

Subdirección de Tecnología y Desarrollo Profesional

Unidad de Normatividad Técnica




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C O N T E N I D O Página

V/ Ingeniería de corrosión. .......................................................................... 6

V/ I. Introducción ............................................................................ 6

V/ II. Protección catódica. ............................................................... 6

V/ II.1 Corriente impresa. .................................................................... 8

V/ II.2 Anodos de sacrificio. ................................... ...................... ..... 11

V/ II.3 Diseño para líneas enterradas. ....... ........................................ 12

V/ II.3.1 Establecimiento del problema. ........ ......................................... 14

V/ II.3.2 Fases de diseño. ............................... ...................................... 14

V/ II.3.2.1 Trabajos de campo. ................ ................................................. 14

V/ II.3.2.2 Análisis de gabinete. ............................. .................................. 17

V/ II.3.2.3 Memoria descriptiva. .......................................... ...................... 25

V/ II.4 Diseño para líneas sumergidas. ..................... ......................... 28

V/ II.4.1 Establecimiento del problema. ................................ ................ 28

V/ II.4.2 Fases de diseño. ..................................................... ................ 28

V/ II.4.2.1 Trabajos de campo. ....................... ......................................... 28

V/ II.4.2.2 Análisis de gabinete. ...................... ......................................... 29

V/ II.4.2.3 Memoria descriptiva. .............................. .................................. 30

V/ II.5 Diseño para tanques de almacenamiento. .... .......................... 30

V/ II.5.1 Establecimiento del problema. ........ ........................................ 30

V/ II.5.2 Fases de diseño. ................................... .................................. 31

V/ II.5.2.1 Trabajos de campo. ....................... ......................................... 31

V/ II.5.2.2 Análisis de gabinete. ............................... ................................ 32

V/ II.5.2.3 Memoria descriptiva. ................................................................. 34

V/ II.6 Diseño para estructuras especiales. ........ ................................ 34

V/ II.6.1 Establecimiento del problema. ...... .......................................... 35




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V/ II.6.2 Fases de diseño. ....................................................................... 35

V/ II.6.2.1 Trabajos y pruebas de campo. ................................................. 35

V/ II.6.2.2 Análisis de gabinete. ................................................................. 36

V/ II.6.2.3 Memoria descriptiva. ................................................................. 36

V/ II.7 Equipo necesario para pruebas de campo ............................... 36

V/ III. Recubrimientos anticorrosivos. ................................................. 37

V/ III.1 Determinación del medio corrosivo. .......................................... 37

V/ III.1.1 Clasificación del ambiente o agente corrosivo. ......................... 38

V/ III.2 Selección del sistema. .............................................................. 39

V/ III.2.1 Especificaciones del sistema. ...................... ............................ 39

V/ III.2.2 Preparación de la superficie. ......... .......................................... 39

V/ III.2.3 Recubrimientos especificados en normas. ... ........................... 41

V/ III.2.4 Adecuación de proyectos de recubrimientos por cambio de servicio o ubicación de las estructuras metálicas. ....................................... ................ ................ ........................ 42

V/ III.3 Alternativas de protección. ............. .......................................... 42

V/ III.3.1 Recubrimientos de uso específico. ........ .................................. 43

V/ III.4 Métodos experimentales. ............... .......................................... 43

V/ III.4.1 Simulación de ambientes en el laboratorio. .... ........................ 43

V/ III.4.2 Predicción del comportamiento del recubrimiento con el tiempo. ......................... ................ ................ .......................... 44

V/ III.4.3 Experimentación con nuevos sistemas. ......... ......................... 45

V/ III.5 Comportamiento del recubrimiento en campo. . ...................... 45

V/ III.5.1 Recubrimientos expuestos a agentes corrosivos a largo plazo. ................................................. ................ ............................... 46

V/ II.5.2 Análisis de fallas. ........... .......................................................... 46

V/ II.6 Control de calidad. ........................... ........................................ 47

V/ III.6.1 Calidad del recubrimiento. ............ ........................................... 47




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V/ III.6.2 Preparación de la superficie. ................. .................................. 48

V/ III.6.3 Aplicación. ...................... .......................................................... 48

V/ III.6.4 Inspección final. ..................... .................................................. 49

V/ IV. Inhibidores de corrosión. ............. ............................................. 49

V/ IV.1 Clasificación. .............................. .............................................. 49

V/ IV.1.1 Formadores de película. ...... .................................................... 50

V/ IV.1.2 Modificadores del medio. ........................ ................................. 51

V/ IV.1.3 Misceláneos. ................ ............................................................ 51

V/ IV.2 Diagnostico en corrosión interna . ...... ..................................... 51

V/ IV.2.1 Análisis químico del fluido. .......... ............................................. 52

V/ IV.2.2 Testigos. .................................... .............................................. 52

V/ IV.2.3 Corrida de diablos. .................................... ............................... 54

V/ IV.3 Selección y dosificación de inhibidores. . ................................. 55

V/ IV.3.1 Selección del inhibidor. ...................................... ...................... 55

V/ IV.3.2 Dosificación y aplicación del inhibidor. ....... ............................. 55

V/ V. Tareas diversas de ingeniería de corrosión. .. .......................... 56

V/ V.1 Cuadricula de sistividades. ................... ................................... 56

V/ V.2 Revestimiento anticorrosivo para líneas enterradas. ......................................................... ................ ........................ 57

V/ V.3 Caracterización de acero. .................... .................................... 59

V/ VI Apéndices. ................................................. .............................. 64

V/ VI.1 Lista de símbolos. ...................... .............................................. 64

V/ VI.2 Bibliografía. .......................................... .................................... 66

V/ VI.3 Relación de normas de Pemex Exploración y Producción de aplicación en el área de Ingeniería de Corrosión. .................... 68




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V/ Ingeniería de corrosión.

V/ I. Introducción.

En Pemex Exploración y Producción, al igual que en la mayoría de las industrias cuyas instalaciones están principalmente constituidas por partes metálicas, se presenta el fenómeno de la corrosión. Este problema causa importantes pérdidas materiales derivadas de la reposición total de estructuras o de retrasos en la producción por reparaciones.

Las medidas preventivas tomadas para controlar la corrosión consisten, fundamentalmente, en:

a. Sistemas a base de protección catódica: Son sin duda el método más eficaz para controlar la corrosión en estructuras enterradas o inmersas en un electrólito. Estos sistemas, de acuerdo a su forma de operar, se clasifican como de corriente impresa y por ánodos de sacrificio.

b. Sistemas protectores con recubrimientos anticorrosivos: Se utilizan principalmente para formar una barrera física entre el ambiente corrosivo y la estructura a proteger. Su uso más extendido es en elementos metálicos expuestos a la atmósfera.

c. Inhibidores de corrosión: Son sustancias que, adicionadas en pequeñas concentraciones al medio corrosivo, disminuyen eficazmente la velocidad de corrosión. Este método reconoce su principal campo de aplicación en el interior de tuberías, tanques y equipos de proceso.

La Superintendencia de Ingeniería de Corrosión se encarga del proyecto de estos sistemas, básicamente en obras nuevas; siendo objetivo de este manual, proporcionar a los especialistas una guía para el desempleo de los trabajos requeridos en su elaboración.

V/ II. Protección catódica.

La corrosión en metales es un fenómeno natural, que consiste en la tendencia de estos materiales a alcanzar un estado de equilibrio electroquímico con el medio, y que se caracteriza por presentarse a niveles de energía más bajos de los que poseen originalmente; en el caso de fierro (Fe), se alcanza esta condición más estable en forma de óxidos y sulfuros que conforman los minerales, menas y/o yacimientos a partir de los cuales, mediante la adición de energía se obtiene fierro metálico, materia prima básica del acero.

Existen procedimientos para prevenir y controlar la corrosión, entre los que se pueden citar las barreras físicas que eliminan la interacción metal- medio , modificadores del ambiente agresivo como inhibidores de corrosión y protección catódica y el diseño de aleaciones y materiales resistentes.

Las barreras físicas o recubrimientos anticorrosivos han tenido un gran desarrollo, ya que permiten, por lo sencillo de su formulación , lograr fácilmente el recubrimiento idóneo para cada uso o agente agresivo; sin embargo, ningún recubrimiento es capaz de garantizar una película totalmente libre de poros o discontinuidades, sobre todo, por los daños mecánicos que se ocasionan durante el manejo de la estructura.

Las fallas o discontinuidades del recubrimiento no son significativas cuando la estructura está expuesta a un ambiente poco corrosivo pero, en un medio electrolítico como suelos o agua, generan una corrosión localizada que provoca daños a la estructura. La protección de estas áreas, se realiza mediante un sistema de protección catódica, método electroquímico que se puede clasificar como modificador del ambiente agresivo, o bien, de la estructura con respecto al medio.




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La protección catódica consiste en obligar a la estructura a funcionar como cátodo en una celda de corrosión, mediante la manipulación y/o modificación de factores electroquímicos.

La protección catódica y el fenómeno de corrosión electroquímica se desarrollan según los mismos fundamentos teóricos de una pila seca, como la que se muestra en la figura 1.A; cuando el interruptor del circuito está abierto no existe flujo de corriente y las paredes de zinc se mantienen intactas; cuando el interruptor se cierra, figura 1.B, se produce un flujo de corriente desde la terminal positiva hacia la negativa y un flujo de electrones en sentido contrario; los electrones al llegar a la superficie de la barra de carbón se unen con los iones positivos presentes en el electrólito, completándose así el circuito eléctrico. Al ceder electrones se genera corriente en las paredes de zinc, produciéndose pérdida de metal u oxidación, mientras que la barra de carbón se mantiene íntegra y ocurre el fenómeno conocido como reducción. A la pila seca también se le denomina celda galvánica en la cual la barra de carbón es el cátodo y el zinc es el ánodo.

Para considerar protegida catódicamente una estructura de acero, existen diversos criterios de potencial estructura – electrólito, entre los que destacan:

a. 0.85 volts referidos a una media celda de cobre/ sulfato de cobre.

b. Modificar de 0.25 a 0.30 volts, en dirección negativa, el potencial natural de la estructura.

c. Modificar 0.10 volts, en dirección negativa, el potencial determinado con el método de corrientes mínimas;

Estos potenciales se pueden referir a distintos electrodos de referencia, en cuyo caso se deben considerar las siguientes equivalencias:

Electrodo o media celda Potencial equivalente estructura /electrolito

Cobre / sulfato de cobre - 0.85

Plata / cloruro de plata(1) - 0.84

Plata / cloruro de plata(2) - 0.80

Calomel saturado - 0.778

Calomel 1.0 normal - 0.818

Calomel 0.1 normal - 0.871

Zinc puro + 0.25 (1) En solución 0.1 N de Cloruro de Potasio (KCL). (2) En agua de mar con resistividad de 20 ohm – cm.

El potencial de – 0.85 volts, referido a cobre / sulfato de cobre, es el criterio que se deberá emplear en los diseños usuales; los otros criterios se usarán en casos específicos como: estructuras desnudas, pobremente recubiertas o en sitios de muy alta resistividad.

Respecto a potenciales máximos de protección, se acepta, para líneas enterradas recubiertas con esmalte de alquitrán de hulla, el valor de – 2.5 volts, referido a cobre / sulfato de cobre. Este valor es función, básicamente, del recubrimiento y el electrólito en que está inmerso, por lo que tratándose de recubrimientos de tecnología reciente, se debe verificar experimentalmente, siempre, su desprendimiento catódico.

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V/ II.1 Corriente impresa.

Uno de los métodos para aplicar protección catódica es el denominado como corriente impresa, en el cual se imprime corriente al circuito formado por la estructura a proteger, el lecho anódico y el cableado, mediante fuentes externas de corriente directa.

El arreglo general de un dispositivo de protección catódica por corriente impresa comprende, como se muestra en la figura 2:

1. Estructura a proteger: En la figura se representa un ducto, aunque puede ser un tanque de almacenamiento, pilotes, tablaestacado o cualquier estructura metálica; es condición que se encuentre alojada en el seno del electrólito en que se instala el lecho anódico. El electrólito puede ser suelo, agua de mar, marisma, pantano, etcétera.

La estructura a proteger se conecta al polo negativo de la fuente de corriente directa.

2. Fuente de corriente directa: Este dispositivo suministra la potencia necesaria para hacer circular la corriente de protección requerida por la estructura, venciendo la resistencia total del circuito. Estos dispositivos, dependiendo de los recursos disponibles en su lugar de instalación, pueden ser accionados por corriente alterna, motores de combustión interna, celdas solares, generadores eólicos o por medios térmicos.

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B. CIRCUITO CERRADO.

Figura 1. Pila seca.

Interruptor

Resistenciade circuito

Barra de carbón

+_

Medio electroliticoNa + CI

Pared de zinc

+ _

e _

Flujo decorriente

A. CIRCUITO ABIERTO




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1.- Estructura a proteger. 2.- Fuente de corriente directa. 3.- Lecho anódico. 4.- Cableado. 5.- Relleno de coque metalurgico

Figura 2. Arreglo general de un dispositivo de protección catódica por corriente impresa. 3. Lecho anódico: Es un agrupamiento de elementos llamados ánodos, que pueden estar formados por: grafito, fierro – silicio, plomo – plata, platino o algún otro material inerte, cuya función es drenar corriente al electrólito para que por medio de éste se cierre el circuito. Este agrupamiento se conecta al polo positivo de la fuente de corriente directa, con lo que actúa como ánodo del sistema.

Su dimensionamiento se efectúa con base en la cantidad de corriente a drenar y a la resistividad del electrólito; el material se define de acuerdo al medio en que se alojará.

4. Cableado: La estructura, la fuente de corriente directa y el lecho anódico requieren interconectarse eléctricamente, ya que ésta es una condición básica para un proceso catódico, que se consigue con cable de cobre, cuyo calibre dependerá de la cantidad de corriente a manejar. Se prefiere cable doble forro vinanel – nylon o polietíleno - polivinilo, ya que se aloja directamente en el terreno.

2 _+

4

4

+

+++ +

+

5

3 3 333

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Las uniones cable – cable y cable – estructura se realizan con soldadura por aluminotermia, aislándolas posteriormente con resinas epóxicas o cintas plásticas.

La principal ventaja de la corriente impresa es que a partir de un punto de inyección de corriente, llamado punto de drenaje, es posible proteger una cantidad significativa de estructura. En barcos, muelles y tanques permite manejar grandes volúmenes de corriente, necesarios para este tipo de estructura.

La principal desventaja de estos sistemas es que requieren mantenimiento y ajustes de operación frecuentes, por lo que su instalación en lugares remotos o inaccesibles no es recomendable.

V/ II.2 Anodos de sacrificio.

Este tipo de protección catódica aprovecha las características electroquímicas de los materiales metálicos, que provocan un par galvánico al ponerse en contacto dos metales con diferente electronegatividad, corroyéndose el más electronegativo o anódico. Con base en su actividad electroquímica, los metales se ordenan en una clasificación que recibe el nombre de serie galvánica, pudiéndose referir su electronegatividad a distintos medios; la relación de potenciales de aleaciones comúnmente utilizadas, se muestran en la siguiente tabla:

Tabla no. 1 Serie galvánica

Material Potencial (volts)

Magnesio puro (comercial) - 1.75 Magnesio aleado (6% Al, 3% Zn, 0.15% Mn) - 1.60 Zinc - 1.10 Aluminio aleado (5% Zn) - 1.05 Aluminio puro (comercial) - 0.80 Acero al carbón (limpio y brillante) - 0.5 a - 0.8 Acero al carbón (oxidado) - 0.2 a - 0.5 Hierro fundido (gris) - 0.5 Plomo - 0.5 Acero al carbón en concreto - 0.2 Cobre, Latón, Bronce - 0.2 Hierro fundido alto silicio - 0.2 Costra de laminación en acero - 0.2 Carbón, Grafito, Coke + 0.3

Potenciales típicos, en suelos neutros y agua, medidos con respecto a un electrodo de referencia de cobre / sulfato de cobre.

El arreglo general de un dispositivo de protección catódica por ánodos de sacrificio comprende, como se muestra en la figura 3 de :

1. Estructura a proteger: Al igual que por corriente impresa, puede ser un ducto, un tanque de almacenamiento, pilotes para muelles, etcétera. También es condición que se encuentre alojada en el seno del electrólito en que se instalará el lecho anódico.

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2. Lecho anódico: En este caso, el agrupamiento de ánodos al estar conectado directamente a la estructura a proteger, aprovecha las características electroquímicas de los materiales metálicos.

Comercialmente se emplean distintas aleaciones de zinc, magnesio y aluminio como material anódico para estructuras de acero.

3. Cableado: El cableado es necesario para llevar a cabo la protección catódica por creación de un par galvánico.

La principal ventaja de este sistema es que, adecuadamente instalado, no requiere mantenimiento ni ajustes de operación y, considerando que además no necesita instalaciones especiales de suministro de energía, su aplicación es ideal en lugares remotos o inaccesibles.

La influencia de estos sistemas es local, excediendo raramente el orden de las decenas de metros, por lo que es necesario un mayor número de puntos de drenaje y de masa anódica.

V/ II.3 Diseño para líneas enterradas.

Se entiende por línea o por ducto a una tubería que conduce productos, principalmente líquidos y gaseosos, mediante la aplicación de un gradiente de presión entre sus extremos.

En la fabricación de líneas para conducir hidrocarburos se emplea el acero y en su desarrollo se protegen del ambiente alojándolas en cepas que posteriormente son cubiertas; dando origen a la denominación de líneas enterradas.

El terreno es un electrólito que permite y en ocasiones favorece el proceso de corrosión, por lo que las líneas enterradas tienen siempre un recubrimiento protector; sin embargo, generalmente, éste no garantiza un aislamiento perfecto del medio electrolítico y se hace necesario recurrir a un sistema complementario basado en los principios de protección catódica.

Para proteger catódicamente una línea enterrada, se deben considerar los sistemas de:

a. Corriente impresa.

b. Anodos de sacrificio.

c. Combinación de los dos anteriores.

En primer lugar se analiza la posibilidad de utilizar un sistema de protección por corriente impresa, básicamente por los alcances que se obtienen a partir de un punto de drenaje; sin embargo, hay condiciones que limitan el empleo de este sistema, como son:

• No disponibilidad de corriente eléctrica.

• Tubo desnudo o pobremente recubierto.

• Longitud limitada a proteger.

• Difícil acceso a los dispositivos de protección para mantenimiento o ajustes de operación.

Estos factores orientarán el diseño a un sistema de ánodos de sacrificio o una combinación de ambos.

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Ocasionalmente se presentan condiciones de la estructura que obligan a consideraciones especiales, como son: Cuando el espacio disponible es insuficiente para instalar un lecho anódico convencional o cuando existen estratos superficiales con alta resistividad.

1. Estructura a proteger. 2. Lecho anódico. 3. Cableado. 4. Relleno químico (Backfill)

Figura 3. Arreglo general de un dispositivo de protección catódica por ánodos de sacrificio. Es necesario, para asegurar un drenado de corriente efectivo, diseñar un Lecho Profundo que consiste en instalar los ánodos verticalmente en pozos o perforaciones cuya profundidad depende de la localización de estratos con resistividad adecuada para el drenado.

El método Barness determina la resistividad a profundidad; el análisis y criterios generales para el dimensionamiento del diseño, se detallan en el capitulo 8 de Control of Pipe Line Corrosión, de A.W. Peabody.

• En tuberías desnudas o pobremente recubiertas o bien cuando es impráctico proteger toda la longitud de la línea.

Las pruebas de campo se orientan a determinar los puntos calientes o sea, las zonas del ducto con mayor actividad del fenómeno de corrosión; para ubicar estas zonas, se hacen levantamientos de perfil de potenciales y de resistividad, siendo los puntos más activos, los que corresponden a valores más negativos de potencial y de menor resistividad.

Para mayor detalle de diseño, consultar el capitulo 6 de Control of Pipe Line Corrosion, de A.W. Peabody.

3

2 2 22

+ + + + + + + +

4

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V/ II.3.1 Establecimiento del problema.

Se debe disponer de los planos y antecedentes, para poder establecer el problema en términos generales y proceder a la elaboración del diseño.

• Se busca la información exacta de la obra en el Catálogo Institucional de Obras y Proyectos (CIOP), comprobando tanto el número de proyecto como la partida presupuestal de la obra.

• Por otro lado se recopilan los datos relativos a las características principales de la tubería en cuestión como son: diámetro, longitud y puntos de inicio y entrega.

V/ II.3.2 Fases de diseño.

V/ II.3.2.1 Trabajos de campo.

Obtenidos los medios y equipos necesarios, el diseñador deberá plantear y efectuar los trabajos y pruebas de campo siguientes:

a. Recorrido del derecho de vía: El ducto, en todo su recorrido se aloja en el llamado derecho de vías (DDV) que es una franja de terreno de uso exclusivo en ambos lados de la línea. El ancho del DDV depende del diámetro y cantidad de los ductos; así, para uno de 8 pulgadas de diámetro el ancho mínimo es de 10 m y para mayores de 36 pulgadas de diámetro es de 25 m; hay DDV cuyo ancho llega a ser de 50 m, sobre todo en áreas congestionadas como son refinerías y complejos petroquímicos, en los que un solo DDV puede llegar a contener doce o más ductos. Cuando la línea a proteger comparte un DDV con estas características, es necesario considerar todas las tuberías para el diseño de una protección catódica eficiente.

Existen cuatro casos típicos para proyectos de protección catódica en tuberías, que son:

• Tubería inexistente o con avance de construcción no significativo en DDV exclusivo.

• Tubería existente o con avance de construcción significativo en DDV exclusivo.

• Tubería inexistente o con avance de construcción no significativo en DDV compartido con otras líneas.

• Tubería existente o con avance de construcción significativo en DDV compartido con otras líneas.

El ducto, en cualquiera de estos casos, normará las actividades a desarrollar durante el recorrido del DDV.

Cuando el proyecto de protección catódica se realiza con un avance de instalación nulo o poco significativo, se dimensionan las variables necesarias como: por ciento de área desnuda, alcances de protección, requerimientos de corriente y juntas aislantes, asegurándose durante la construcción, que estos parámetros se mantengan en límites permisibles y, en caso contrario, adecuar el proyecto a las condiciones reales. Los valores de requerimiento de corriente en líneas enterradas es de 10 a 33 mA/m2; en agua de mar, 100 mA/m2 y en lecho marino de 25 a 50 mA/m2.

En su trazo, las líneas atraviesan accidentes topográficos, tales como ríos, cañadas, arroyos, pantanos y marismas; también se ven afectadas por válvulas de seccionamiento, instalaciones de bombeo, trampas de recibo y envío de diablos y cruzamientos aéreos.




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Tomando en cuenta las consideraciones anteriores, se obtendrán los datos siguientes, mismos que se registrarán en el formato mostrado en la selección de ayudas:

a.1 Cruzamientos en caminos, carreteras, vías de ferrocarril, ríos y obras especiales: La definición de estos puntos es importante porque pueden generar aterrizamientos que provocarían alcances mínimos en el sistema de protección. Estos parámetros se consideran en la ubicación final de puntos de drenaje y en lo referente a cantidades de señalamientos.

a.2 Cruzamiento y paralelismo con otras líneas: Conociendo estos datos, se verifica la interacción entre ambos sistemas mediante mediciones de potencial tubo-suelo, y se define si el sistema debe contemplar la protección de las líneas que cruzan o que van paralelas; si los sistemas existentes de las mismas pueden reforzar al nuevo; si hay necesidad de puenteos eléctricos; o si se requiere, para el caso de líneas futuras, usar doble recubrimiento en cruzamientos.

a.3 Sistemas de protección catódica de otras líneas: En este caso, se requiere la localización de dispositivos protectores y sus intervalos de trabajo y operación.

a.4 Ubicación de caminos de acceso: Se registran los accesos y los posibles sitios de puntos de drenaje para que, una vez definido el sistema protector, se tenga una comunicación adecuada para la instalación, mantenimiento y ajustes de operación.

a.5 Ubicación de líneas eléctricas: Se localizan y ubican las líneas de energía eléctrica que pueden ser utilizadas para la alimentación de los dispositivos protectores del sistema, definiendo el valor de su tensión.

a.6 Ubicación de posibles puntos de drenaje: Los parámetros que se tomarán en cuenta son : fácil acceso, suministro de energía eléctrica y espacio para la instalación del lecho anódico.

a.7 Comprobación de aislamientos: Mediante la comprobación física se puede determinar, en todos los seccionamientos y mochetas, la existencia o no de juntas aislantes, sean de micarta, monoblock o neopreno. Esta comprobación se realiza midiendo continuidad de corriente o diferencia de potenciales. Estos métodos se describen en la sección de ayudas.

Para asegurar un aislamiento eficiente en líneas con gradiente de temperatura, es necesario instalar juntas tipo monoblock, ya que su flexibilidad permite absorber esfuerzos mecánicos que dañarían los aislamientos de micarta y aún los de neopreno.

a.8 Toma de resistividades: Esta medición eléctrica sirve para determinar las condiciones locales del DDV y dimensionar el lecho anódico. Las lecturas se espacían dependiendo de las características del terreno y del tipo de protección que se pretenda emplear. El método más usado en este caso es el de Wenner (arreglo de cuatro electrodos), descrito en la sección de ayudas.

b. Prueba de requerimiento de corriente y atenuación de potencial: Esta prueba consiste en suministrar corriente directa a un dispositivo auxiliar a la línea en estudio, para obtener su comportamiento catódico real con fines de diseño. Esta prueba se realiza solamente en dos casos: cuando la tubería en estudio se encuentra instalada y cuando tuberías ajenas al proyecto se alojan en el mismo derecho de vía; en este último caso se aprovechan las instalaciones existentes, extrapolando los datos obtenidos a la línea a proteger.

El comportamiento catódico del ducto se deduce del análisis de los potenciales tubo - suelo antes y durante la prueba. El formato de recabación de datos se encuentra en la sección de ayudas.

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b.1 Toma de potenciales: Consiste en medir la diferencia de potencial del ducto con respecto al suelo y referido a una celda de cobre - sulfato de cobre (Cu/CuSO4). También sirve para determinar los puntos calientes comparando esta medición con un perfil de resistividades y además, la existencia de corrientes parásitas y áreas anódicas, entre otros usos. Para el desarrollo especifico de estas pruebas, consultar el libro "Control of Pipe Line Corrosion" de A.W. Peabody (NACE).

En una prueba de corriente , los potenciales deben tomarse en todos los puentes que sea posible; esto es, en postes de medición, afloramientos superficiales, y de ser necesario en las puntas de medición instaladas para este fin. Los datos obtenidos en la prueba se registran en el formato descrito en la sección de ayudas.

b.2. Desarrollo de la prueba: Con los resultados, el diseñador define la ubicación de la prueba, misma que se desarrolla con el siguiente equipo.

Fuente de corriente directa.

Dispositivo anódico.

Interruptor.

Reóstato.

Multicombinado o dos multímetros.

Resistencia derivadora (shunt).

Interruptor de corriente.

Dos celdas de Cu/CuSO4.

Voltímetro.

Cable AWG No. 10 (15 m).

Cable AWG No. 6 (variable de 50 a 100 m).

Este equipo se conecta como se indica en el croquis mostrado en la sección de ayudas.

El polo negativo de la fuente de corriente se conecta en serie a un interruptor, un reóstato, un shunt, un interruptor cíclico y finalmente a la línea; el shunt se conecta al medidor derecho del multicombinado.

El polo positivo de la fuente se conecta directamente al lecho anódico que puede ser: tubos de desecho, lamina de fierro o rollo de lámina de aluminio. El lecho anódico debe tener un área suficiente para lograr un contacto que facilite la disipación de corriente hacia el terreno. Para determinar la tensión aplicada en la prueba, se conecta el medidor izquierdo del multicombinado al polo positivo de la fuente y el otro polo del multicombinado se conecta sacando una derivación de la salida del reóstato.

En el punto de drenaje, el polo positivo del voltímetro se conecta en la celda de referencia y el negativo a la tubería. Estas mismas lecturas se deben tomar en puntos remotos de la línea para determinar sus alcances.

b.3 Aplicación de corriente: Con la fuente se induce gradualmente una corriente a la tubería, tomando como límite un potencial tubo - suelo de - 2.5 volts en ese punto, a fin de no dañar al recubrimiento; este valor es el recomendado para suelos con resistividades mayores de 1000 ohm - cm. Para suelos con valores de resistividades menores, el valor de potencial tubo - suelo será de - 1.2 volts como es el caso de marismas, pantanos y suelos con altos contenido de cloruros.

CIS040

Resaltado

CIS040

Resaltado




PEMEX SPCO GIP


Se mide la tensión y la corriente de la fuente, aplicadas al principio de la prueba, y se realizan lecturas periódicas hasta obtener el valor de potencial tubo - suelo de -2.5 volts en este punto; manteniendo este valor constante para una corriente dada, se toman los potenciales en puntos remotos para determinar los alcances de protección. Estas mediciones se registran y grafican en los formatos correspondientes, citados en la sección de ayudas.

El interruptor cíclico se utiliza para determinar la influencia de la prueba en líneas ajenas. Esta prueba se debe repetir en los puntos que sea necesario para cubrir la totalidad de la línea.

En esta etapa de diseño, el proyectista se debe entrevistar con la rama operativa, planteando los resultados obtenidos y un bosquejo del futuro sistema protector.

V/ II.3.2.2 Análisis de gabinete.

En este análisis se toman en cuenta dos aspectos que son:

• Recopilación y ordenamiento de datos: Se consideran los parámetros encontrados en el recorrido al DDV y las variables obtenidas en la prueba de corriente.

• Planteamiento y definición de la solución: Se integran los datos recopilados en el recorrido al DDV y en la prueba de corriente, analizando las probables soluciones para determinar la más adecuada; si técnicamente es posible suministrar protección con sistemas alternativos, la selección debe estar orientada por criterios económicos.

Definida la solución, se procede a dimensionar los dispositivos de protección catódica, pudiendo ser por corriente impresa y/o ánodos de sacrificio. En la sección de ayudas se muestra una tabla con las características básicas de los diversos materiales usados para lechos anódicos.

a. Por corriente impresa: El cálculo para el diseño consiste básicamente en la determinación del voltaje requerido en cada rectificador, de acuerdo a la expresión siguiente:

V = Id Rt + 3 (1.V/ II.3.2.2)

Donde:

V : Voltaje de salida del rectificador (volts).

Id : Corriente de diseño (A).

Rt : Resistencia total del circuito (ohm).

3 : Factor que involucra:

• Potencial de ánodos (volts).

• Potencial de celda de referencia (volts)

• Potencial máximo de protección en punto de drenaje (volts)




PEMEX SPCO GIP


La corriente de diseño es función de la corriente de prueba, siendo de una a dos veces este valor dependiendo del estado del recubrimiento. Cuando no se tiene el valor de corriente de prueba, se debe considerar el por ciento de área desnuda multiplicado por la densidad de corriente de protección:

(2.V/ II.3.2.2)

(3.V/ II.3.2.2)

Donde :

Ip : Corriente de prueba (A).

A : Area total de tubería (pie2 o m2)

Dc : Densidad de corriente (A/pie2 o A/m2)

K : % de área desnuda

La resistencia total del circuito es la suma de las resistencias de la estructura, de los cables y de la cama anódica.

(4.V/ II.3.2.2)

Donde:

Re : Resistencia de la estructura por proteger (ohm)

Rg : Resistencia anódica o de los ánodos (ohm)

Rc : Resistencia de los cables del circuito (ohm)

La resistencia catódica es la que existe entre la estructura y el suelo en donde se encuentra alojada y su valor se define con la siguiente relación:

(5.V/ II.3.2.2)

Donde :

ÄV : Diferencia entre potencial natural y potencial de protección en el punto de drenaje (volts)

Ip : Corriente de prueba (A)

Los valores prácticos de Re varían de 0.05 a 0.20 ohm.

La resistencia anódica es la que se presenta en las interfases ánodo - backfill - suelo y se determina con la fórmula de DWIGHT, expresada a continuación:

(( )) Ip2a1Id ==

DcAKId ==

RcRgReRt ++++==

IpV

Re∆

==




PEMEX SPCO GIP


(6. V/ II.3.2.2)

Donde :

Rg : Resistencia anódica (ohm)

ρ : Resistividad del suelo (ohm - cm)

ρo : Resistividad del relleno del anódo (backfill)

Lo : Longitud del relleno (pie)

Do : Diámetro del relleno (pie)

L : Longitud del ánodo (pie)

N : Número de ánodos

S : Separación entre ánodos (pie)

D : Diámetro del ánodo (pie)

Ln : Logaritmo natural

Para seleccionar el material anódico, el diseñador debe considerar el por ciento de utilización del ánodo, así como su consumo. Estos datos se muestran en la sección de ayudas.

El valor de la resistividad del relleno (ρo) lo da el fabricante, pero en valor práctico obtenido es entre 50 a 150 ohm - cm y su longitud y diámetro , dependerán de las dimensiones de los ánodos, los cuales son fabricados regularmente en las siguientes medidas:

3" φ x 60" de longitud

4" φ x 80" de longitud

El número de ánodos depende de la corriente de diseño y la resistividad del terreno. Los ánodos más usados en corriente impresa son los de grafito y durichlor que se pueden emplear con densidades de 1 a 1.5 A/pie2.

(7.V/ II.3.2.2)

Donde:

−ρ−

−ρ

+

+−∫

=

1Do

Lo8Lno

Lo00521.0

1D

L8Lno

L00521.0

N1

N656.0LnS

Lo21

Do

Lo8Ln

LoN

00521.0Rg

IaId

N ==

CIS040

Resaltado




PEMEX SPCO GIP



Id : Corriente de diseño (A)

Ia : Corriente drenada por ánodo (A)

A partir de este número de ánodos se empezarán a realizar cálculos, ya que el valor definitivo se obtendrá en función de la resistividad del suelo y la resistencia esperada del lecho anódico.

El espaciamiento entre ánodos S, se selecciona con base en la disponibilidad de terreno para el lecho anódico y considerando el criterio general de que para igual número de ánodos, un arreglo con espaciamiento mayor se traduce en una resistencia menor.

El diseñador dimensionará la separación entre ánodos considerando:

• Terreno disponible.

• Resistencia requerida.

• Corriente a drenar .

• Costos.

La resistencia de los cables Rc, la define su longitud y su calibre:

(8.V/ II.3.2.2)

Donde:

Rc : Resistencia eléctrica de los cables (ohm)

X : Longitud total de los cables (m)


S : Separación entre ánodos (m)

ρ : Resistencia específica del cable (ohm - m)

La longitud total de los cables es igual a la suma de las distancias entre tubo rectificador y rectificador - lecho anódico. La resistencia de los cables Rc, puede ser crítica en algunas aplicaciones, por lo que es frecuente el uso de calibres mayores al requerido por ampacidad. La resistencia especifica del cable se obtiene con tablas del fabricante.

La resistencia total debe ser la mínima posible.

Ya calculada la Rt, se sustituye su valor y se obtiene el voltaje del rectificador, que debe ajustarse a valores comerciales. En ayudas se muestran los tamaños estándar para su uso en protección catódica en líneas enterradas.

Cuando se requieran definir las características de una subestación eléctrica para la alimentación del rectificador, se emplean las siguientes expresiones:

( ) ρ

−+= S1N

21

XRc




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(9.V/ II.3.2.2)

(10.V/ II.3.2.2)

Donde:

Pcc : Potencia en corriente continua (VA)

V : Voltaje del rectificador (volts)


E : Eficiencia del rectificador

Pca : Potencia en corriente alterna (VA)

cos φ : Factor de potencia = 0.85

Tanto rectificador como transformador son de línea y sus especificaciones comerciales se muestran en la sección de ayudas. Por ánodos de sacrificio: El cálculo define el material anódico, dimensión, cantidad y arreglos necesarios de ánodos para proporcionar la protección catódica requerida en la línea.

Tabla 2

Aplicaciones de material ánodico

Material del ánodo Resistividad del medio ohm-cm

Descripción del medio

Magnesio 800-3000 Suelos agresivos

Zinc 20-1000 Pantanos y marismas

Aluminio 20-400 Pantanos, marismas y lecho marino

La selección final del material anódico, así como su forma y dimensiones, dependen además, de las características particulares de cada estructura como: diámetro, presencia de cloruros, temperatura de operación, espacio disponible para lechos anódicos, recubrimiento, etcétera.

Anodos de magnesio

Primero.- Considerar una vida útil del dispositivo anódico, que será por lo menos de 10 años o igual a la vida útil esperada de la línea a proteger.

Segundo.-Calcular el número o grupo de ánodos que satisfaga esa vida útil de acuerdo a las siguientes expresiones.

Cálculo de la corriente drenada por ánodo.

EIdV

Pcc ==

φcosPcc

Pca ==




PEMEX SPCO GIP


(11.V/ II.3.2.2)

Donde:

i : Corriente drenada (mA)

ρ : Resistividad (ohm - cm)

f : Factor de masa

Y : Factor de corrección por potencial tubo - suelo

150 000 : Constante, función de:

Potencial de magnesio

Equivalente electroquímico

Eficiencia

El factor de masa se obtiene de la siguiente tabla:

W (lb)* f 3 0.59 5 0.66 9 0.81

17 1.0 32 1.16 50 1.22

* El peso de ánodos W, es el disponible en el mercado.

El factor de corrección por potencial tubo - suelo (Y), es:

Potencial tubo - suelo Y 0.70 1.14 0.80 1.07 0.85 1.00 0.90 0.93 1.00 0.79 1.10 0.64 1.20 0.50

Cálculo de la vida útil del ánodo.

(12.V/ II.3.2.2)

fxY000150

iρ

==

Wi08.57

L ==




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Donde:

L : Vida útil del ánodo (años)

W : Peso del ánodo (lb)

i : Corriente drenada (mA)

Si el valor de la vida útil resulta cercano o igual a la vida útil de la línea, se tendrá definido el ánodo. Si este valor resulta por abajo, se debe analizar, ya sea un ánodo mayor o un agrupamiento de ánodos, en cuyo caso la corriente drenada se debe afectar por el factor de agrupamiento definido en la tabla mostrada en la sección de ayudas:

Ia = i (fa) (13.V/ II.3.2.2)

Donde:

ia : Corriente de agrupamiento (mA)

fa : Factor de agrupamiento

Después el valor de esta corriente afectada se sustituye en la vida útil y se harán tanteos hasta obtener la vida útil esperada.

Finalmente, ya definido el ánodo o grupo de ánodos que satisfacen la vida útil, se determina su cantidad con la siguiente expresión:

(14.V/ II.3.2.2)

Donde:

N : Número de ánodos o grupos de ánodos

Id : Corriente de diseño (mA)

i : Corriente drenada por ánodo o grupo de ánodos (mA)

Anodos de Zinc

Para este procedimiento, el cálculo de i se realiza con:

(15.V/ II.3.2.2)

Donde:

iId

N ==

fxY50040

iρ

==




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40 500: Constante, función de:

Potencial de zinc

Equivalente electroquímico

Eficiencia

Y : Factor de corrección por potencial tubo - suelo

Potencial tubo - suelo Y

0.70 1.60

0.80 1.20

0.85 1.00

0.90 0.80

1.00 0.40

1.10 0.00

Con las mismas consideraciones llegamos al cálculo de la vida útil con:

(16.V/ II.3.2.2)

La cantidad de ánodos o grupo de ánodos serán definidas con la misma fórmula que para ánodos de magnesio.

Anodos de aluminio.

Cuando la línea cruza pantanos y marismas, se recomienda usar estos ánodos en forma de brazalete, para mayor facilidad de instalación tanto del ánodo como del ducto.

El procedimiento de cálculo para estos ánodos es el siguiente:

Primero.- Suponer un dimensionamiento de ánodo, en el cual se especifican diámetro interno, externo y ancho, cuidando que el espesor del ánodo no rebase el perfil del lastre y se aplicarán las siguientes expresiones al ánodo supuesto.

(17.V/ II.3.2.2)

Donde:

Ra : Resistencia anódica (ohm)

ρ : Resistividad del medio (ohm - cm)

A : Area expuesta (cm2)

Wi24.38

L ==

ρA

315.0Ra ==




PEMEX SPCO GIP


Segundo.- Conociendo Ra se calcula la corriente drenada I.

(18.V/ II.3.2.2)

Donde:

I : Corriente drenada (A)

∆V : Diferencia entre el potencial de protección y el de circuito abierto (V).

Tercera.- Calcular la vida útil con:

(19.V/ II.3.2.2)

Donde:

La : Vida efectiva (años)

Nota: Los procedimientos anteriores para magnesio y zinc, sólo aplican para los ánodos comerciales indicados en la tabla de factor de masa f; cuando es necesario usarlos en forma de brazalete, se emplea el procedimiento para ánodos de aluminio de este capítulo y, cuando se requieren de forma cilíndrica o sección trapecial, se utiliza los criterios del inciso b del capitulo V/ II.5.

W : Masa neta (lb o kg)

U : Factor de utilización que depende de su forma

E : Rango de consumo (lb/A - año o kg/A - año)

Estos pasos se siguen hasta encontrar la vida útil esperada.

Cuarto.- Se determina la cantidad que es necesaria para cubrir las demandas de corriente de la línea.

(20.V/ II.3.2.2)

Donde:

N : Número de ánodos.


I : Corriente drenada por ánodo (A)

V/ II.3.2.3 Memoria descriptiva.

RaV

I∆

==

IE

UWLa ==

IId

N ==




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La memoria descriptiva es una recopilación y presentación de los antecedentes, trabajos, cálculos, recomendaciones y conclusiones para el diseño y la construcción del sistema de protección recomendado. Esta memoria está constituida por un texto y su documentación respectiva para concurso de la obra.

Elaboración del texto.

Antecedentes: En esta sección se indican los motivos que dieron origen a la necesidad de la construcción de la línea, así como sus características generales.

Objetivo: Se describe específicamente el problema a resolver con el diseño de protección catódica que puede ser: protección total de la línea, instalación de refuerzos en puntos localizados o en sistemas existentes.

Bases de diseño: Se enumeran las características obtenidas en campo y las consideraciones técnicas en que se fundamenta el diseño.

Selección del sistema de protección: En forma sintetizada se describen las razones que orientan la selección del sistema.

Cálculos: Se sintetiza el procedimiento de cálculo incluyendo únicamente la descripción de las variables y el resultado.

Recomendaciones: Los trabajos que salen del alcance del diseño como: ajustes y puenteos de sistemas ajenos a los de PEP, instalación de aislamientos, modificación a los criterios generales de medición y señalamiento por las características topográficas del terreno, se manifiestan en este inciso, indicando la necesidad de su realización para una operación eficiente del sistema.

Conclusiones: Se considera la parte principal del texto ya que se describen en forma específica, todos los trabajos e instalaciones requeridos para el sistema protector y sus señalamientos.

Documentación para concurso.

De acuerdo a las necesidades del sistema de Pemex Exploración y Producción, se ha establecido una nomenclatura para relacionar los anexos que se deben incluir en esta documentación. En esta relación se describen los apoyos para la construcción de todas las partes del sistema de protección catódica.

Anexo "A": Relación de Planos y Croquis.

Se mencionan e incluyen los planos de construcción, localización general de la línea y croquis de los dispositivos de protección. Existe una relación de planos tipo, de donde el diseñador deberá determinar cual incluir en este anexo; pudiendo hacer modificaciones con la información para un proyecto específico. En esta información se incluyen detalles constructivos y de instalación para:

Caseta protectora del rectificador.

Cableado.

Lecho anódico.

Postes de medición y amojonamiento.




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Señalamientos al DDV.

Montaje del rectificador e instalación eléctrica.

Interconexiones eléctricas, etcétera.

Esta relación se encuentra en la sección de ayudas.

Anexo "B": Especificaciones Comerciales.

Aquí se definen las características que describen en el mercado a los equipos que se emplearán en el proyecto, básicamente: Rectificadores, transformadores y ánodos. En este anexo, se incluyen además, los alcances de conceptos de obra no considerados en los catálogos GEN y TUB.

Anexo "B - 1": Normas.

Las normas de Pemex Exploración y Producción que aplican y rigen para la instalación, suministro y construcción del sistema protector especificado, se mencionarán en este anexo. En la sección de ayudas se relacionan estas normas.

Anexo "C": Relación de conceptos y volúmenes de obra.

Se incluyen los conceptos que se involucran en la construcción, instalación y/o suministro del sistema protector y su señalamiento. Esta información se vacía en los formatos que se mencionan en la sección de ayudas.

Anexo "D": Programa de obra.

Implica la división del proyecto en fases constructivas que se programan mensualmente, tanto en avance de construcción como montos en miles de pesos. El formato para esta información, que aparece en la sección de ayudas, se incluye en blanco para efectos de concurso y el contratista debe llenarlo; el diseñador únicamente se limitará a incluir el formato.

Anexo "E - 1": Relación de equipo de construcción que proporciona Pemex Exploración y Producción.

Se deberá indicar que Pemex Exploración y Producción no proporciona equipo para la realización de este tipo de proyectos.

Anexo "E - 2": Relación de equipo de construcción mínimo que proporcionara el contratista.

El contratista deberá enumerar y mencionar el equipo que requiera para la ejecución de la obra, que será complementado con el programa de utilización del mismo y mencionarlo en el anexo "G".

Anexo "F": Materiales y equipo que proporciona Pemex Exploración y Producción para la obra.

Al igual que en el anexo "E - 1", en éste se indicará que Pemex Exploración y Producción no proporciona material ni equipo.

Anexo "G": Programa de utilización de equipo.




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El contratista informará el programa de utilización de su equipo para el desarrollo de la obra. Estos datos se vaciarán en el formato respectivo, mostrado en la sección de ayudas.

V/ II.4 Diseño para líneas sumergidas.

Dado que existen en el mar instalaciones para explotación y para comercialización de hidrocarburos, Pemex Exploración y Producción emplea tubería alojada en el lecho marino. La alta corrosividad y el difícil acceso al ducto para mantenimiento y monitoreo son las condiciones críticas a considerar en el diseño de su protección catódica.

Estas tuberías, al igual que las terrestres, se protegen con un sistema anticorrosivo a base de alquitrán de hulla, aplicando, además, lastre de concreto que fija la tubería al lecho marino y permite porcentajes mínimos de área desnuda, contrarrestando, en parte, la agresividad del medio.

Existen, por otra parte, ductos cuyo recorrido contempla tramos enterrados y tramos sumergidos en pantanos y/o marismas; en estos casos el diseñador, de acuerdo a las características específicas del ducto, definirá si los criterios de diseño serán para líneas enterradas, submarinas o sumergidas, o bien, una combinación de ambos.


Los planos y antecedentes del proyecto definen si el ducto es marino o si cuenta con tramos sumergidos, lo que permite presuponer las características de diseño básicas que son: baja resistividad, dificultad de monitoreo y ausencia de energía eléctrica para generadores de corriente directa, datos que se deben verificar, cuantificar y dimensionar para el diseño.


Ya establecido el problema, el diseñador programa material, equipo y recursos necesarios para efectuar los trabajos de campo.


Estas pruebas se orientan según esté o no instalada la tubería, ya que se prefiere protegerla con ánodos de sacrificio tipo brazalete; sin embargo, si ya está operando o instalada, la única forma de protegerla es por corriente impresa.

Ubicación y característica del ducto: Se identifican en el punto de inicio y entrega así como su longitud real, diámetro y tipo de recubrimiento.

Condiciones especiales: En estos ductos la temperatura de operación es crítica por lo que debe influir su valor en el diseño. Es necesario considerar también las variaciones de nivel por marea y oleajes para la protección del "Riser".

Resistividades: Siempre que sea posible, se debe determinar la resistividad del lecho marino mediante muestras obtenidas por dragado, complementándose estas mediciones con la resistividad del agua de mar. En este caso se emplea el método "Soil Box" descrito en la sección de ayudas.

Sistemas de protección existentes: Se verificará existencia, condiciones de operación y, de ser posible, alcances en sistemas y ductos instalados en el mismo derecho de vía.




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Aislamientos eléctrico: Un sistema de protección catódica siempre contempla en primera instancia el seccionamiento eléctrico de tramos terrestres con respecto a marinos, por lo que su verificación y existencia es obligatoria en las pruebas de campo, mediante inspección física y procedimientos descritos en la sección de ayudas.

Requerimientos de corriente y atenuación de potencial: Cuando existen instalaciones de corriente impresa, protegiendo el derecho de vía en el que se instala el ducto, se deben registrar los datos de operación y los alcances obtenidos, que extrapolándose, pueden utilizarse para el diseño. Cuando es necesario habilitar el dispositivo para la prueba de corriente se debe seguir lo indicado en el inciso b del capítulo V/ II.3.2.1, considerando que para este caso el potencial tubo/suelo en el punto de drenaje se debe limita a - 1.2 volts; cuando sea necesario incrementar este valor para fines de alcances, se deberá determinar el valor de potencial de evolución de hidrógeno.

Por sus características, en estas líneas sólo se toman potenciales en el punto de drenaje y en el "Riser" o punto de entrega, determinando los alcances de protección, graficando estos dos puntos y localizando la intersección con valor de - 0.90 volts, ya que sólo son dos puntos los que se grafican. Los datos se registran en las formas indicadas en la sección de ayudas.

Cuando se habilita un dispositivo provisional para prueba, el equipo y conexiones necesarios son los mismos que el caso de líneas enterradas, sustituyendo una celda de Cu/CuSO4 por una de plata/cloruro de plata (Ag/AgCl) para mediciones de potencial del tubo con respecto al agua de mar.

Exceptuando la repetición de pruebas hasta cubrir la totalidad de la línea, el procedimiento de aplicación de corriente es igual que para líneas enterradas.


Comprende la recopilación y ordenamiento de los datos de campo obtenidos, que definirán si es posible protegerla con ánodos de sacrificio (brazalete) o, si se encuentra ya instalada, el dimensionamiento del o de los dispositivos protectores, considerando que como máximo se podrán instalar uno en el cabezal de playa y otro en la estructura marina.

Definida la solución se procede a dimensionarla con los siguientes criterios.

Anodos de sacrificio: Como se mencionó, la protección catódica con ánodos de sacrificio para una línea submarina, utiliza el tipo de brazalete por su facilidad de montaje y manejo durante el tendido del ducto. Los criterios de cálculo para dimensionamiento se indica en el inciso "Anodos de aluminio" del capítulo V/ II.3.2.2.

Cuando se hace necesaria la instalación de ánodos planos, se emplean los mismos criterios, excepto el correspondiente a resistencia, que será:

(1.V/ II.4.2.2)

Donde:

Ra : Resistencia - ánodo

S2Ra

ρ==




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S : Longitud media del ánodo (cm) S = 1/2 (b + c); cuando b ƒ 2c (2.V/ II.4.2.2)

Donde:

b : Longitud del ánodo (cm)

c : Ancho del ánodo (cm)

La alta actividad del magnesio impide su aplicación en estos sistemas, ya que al combinarse con bajas resistividades proporciona una vida útil del orden de meses, que es impráctica para cualquier sistema.

b. Por corriente impresa: Cuando es factible o necesario usar esta alternativa, el dimensionamiento de los dispositivos protectores se realiza con el procedimiento del inciso a del capítulo V/ II.3.2.2, existiendo consideraciones especiales debidas al medio electrolítico, que por ser agua de mar, da resistividades bajas y permite el uso de relaciones voltaje - corriente en el rectificador, de 1:2, además es rica en cloruros y ocasiona desgastes localizados del material anódico provocando fallas prematuras en éstos; situación que se previene con el empleo de ánodos de gráfito impregnados con resinas del tipo UCAR-YCA-79, o bien, usando ánodos Fe - Si - Cr del tipo DURICHLOR - 51. Por la agresividad atmosférica y su alta humedad relativa, se prefiere el empleo de rectificadores enfriados con aceite.


Su elaboración se efectúa según los criterios expuestos en el capitulo V/ II.3.2.3.

V/ II.5 Diseño para tanques de almacenamiento.

Dentro de las instalaciones requeridas por Pemex Exploración y Producción, los tanques de almacenamiento destacan por su importancia para apoyar las funciones de comercialización de hidrocarburos y como auxiliares en los centros industriales de proceso. Son estructuras construidas con acero al carbón para distintas capacidades.


Por su construcción y características de operación, estas estructuras están expuestas a cuatro distintos medios agresivos que son:

Atmosférico: Parte externa de la envolvente y de la cúpula.

Gases derivados de hidrocarburos en combinación con agentes atmosféricos: Parte interna de la cúpula y de los últimos anillos del envolvente.

El producto que se almacena: Parte interna del fondo y de la envolvente.

Suelo como electrólito agresivo: Parte externa del fondo.




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Para proteger las áreas expuestas al ataque atmosférico y de gases derivados de hidrocarburos en combinación con agentes atmosféricos, se emplean recubrimientos anticorrosivos, como se indica en el capitulo V/ III.4 de esta manual.

Cuando la agresividad del producto a manejar es poco significativa, las zonas del tanque expuestas a él, se protegen únicamente con recubrimientos anticorrosivos; sin embargo, tratándose de aguas crudas, salmueras o agua de mar, que son potencialmente corrosivas, es necesario complementar la acción del recubrimiento mediante un sistema de protección catódica. Las cantidades presentes de estos agentes corrosivos, son resultado de contaminación o subproducto, como es el caso de los tanques para almacenamiento de crudo.

Por otro lado, el exterior del fondo se corroe por la presencia de humedad, pues aunque su cimentación incluye una carpeta asfáltica, está no es impermeable. Esta condición, aunada a la imposibilidad de acceso a cualquier parte exterior del fondo, dejan como única opción el empleo de sistemas de protección catódica. Se debe recalcar que, aún en el caso poco frecuente de las placas del fondo reciban recubrimiento anticorrosivo en esta área, es necesario usar la protección catódica, ya que al unirlas con soldaduras se daña el recubrimiento sin posibilidad de resanarlo.

Mención especial requieren todos los tanques de almacenamiento, ubicados en terminales marítimas, ya que por sus características de operación, es frecuente la exposición de la parte interna del fondo y primer anillo a un medio agresivo, generalmente agua de mar.



Reconocimiento físico del área de instalación: Tiene como objetivo identificar y señalar las condiciones que intervienen favorable o negativamente, en el diseño del sistema protector como: suministro de corriente alterna, estructuras vecinas, tipo de suelos, dimensiones generales, posibles aterrizamientos, condiciones de operación, cantidad y dimensiones de boquillas, aislamientos, tipo de fluido y características del recubrimiento.

Toma de resistividades: Se determina la resistividad del fluido a la temperatura de operación, así como la de suelo a la profundidad en que presumiblemente se instalarán los ánodos; en ambos casos se usará el método "Soil Box" descrito en la sección de ayudas. El método "Wenner" sólo se emplea cuando el tanque es una estructura aislada factible de protejerse con un lecho remoto.

Requerimiento de corriente y atenuación de potencial.

Parte externa del fondo: Siempre que sea posible, se debe analizar su protección con un lecho remoto, siendo el procedimiento el que se indica en el inciso b del capítulo V/ II.3.2.1; en este caso, los potenciales remotos se tomarán alrededor del tanque y determinarán la factibilidad de emplear este sistema así como la influencia real de sus interconexiones con otras estructuras. Este tipo de diseño debe contemplar la instalación de una celda de referencia permanente, a fin de monitorear la parte central del fondo.

Parte interna del tanque: Debido a la dificultad de monitoreo y en ocasiones a la imposibilidad de instalar dispositivos provisionales de prueba, el requerimiento de corriente se determina con métodos indirectos que consideran el valor de resistividad del fluido y el estado del recubrimiento interior para determinar estimativamente el porcentaje de área desnuda.




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Las condiciones de operación e instalación del tanque hacen, en la mayoría de los casos, imposible seccionarlo eléctricamente, lo que impide el empleo de un diseño convencional por corriente impresa, utilizando entonces el sistema por ánodos de sacrificio.


Es la recopilación y ordenamiento de datos obtenidos en el recorrido de verificación de la estructura y pruebas de campo para definir la o las selecciones de protección requeridas para cada tanque de almacenamiento.

Corriente impresa:

Parte externa del fondo: El sistema de protección catódica se dimensiona según los criterios indicados en el inciso a del capitulo V/ II.3.2.2 y la instalación del lecho anódico se hace de acuerdo a los arreglos mostrados en la figura 4.

Parte interna del tanque: La imposibilidad de aislar eléctricamente la gran mayoría de los tanques de almacenamiento y la cantidad de cables que se necesitan instalar dentro del mismo, hacen que la protección catódica por corriente impresa para el interior no sea práctica actualmente, aunque técnicamente es posible. Se ha detectado que a potenciales mayores que -1.2 volts, el recubrimiento RP -5 (primario de alquitran de hulla epóxico catalizado), sufre desprendimiento catódico.

Anodos de sacrificio.

Parte externa del fondo: En este caso, se emplean preferentemente ánodos de magnesio debido a su alta actividad, dimensionado el sistema de acuerdo al apartado ánodos de magnesio del inciso b del capítulo V/ II.3.2.2. Estos sistemas prácticamente no se afectan por interconexiones existentes, lo que los hace ideales para estas estructuras, sin embargo, para tanques cuyo diámetro sobrepasa a los 40 m, es necesario instalar los ánodos simultáneamente con las placas del fondo, a fin de conseguir una adecuada distribución de corriente. En tanques ya construidos sólo es posible instalarlos en la periferia, lo que provoca diferencias de potencial del centro con respecto a las orillas.

Parte interna del tanque: la protección catódica para el interior de tanques se realiza tradicionalmente con ánodos de sacrificio, pudiendo ser de magnesio, zinc o aluminio, dependiendo de la resistividad del electrólito, dimensionándose de acuerdo a los apartados de ánodos de magnesio y ánodos de zinc del inciso b del capítulo V/ II.3.2.2, mientras que para ánodos de aluminio, se utiliza el siguiente procedimiento:

Primero: La forma de los ánodos será de prisma trapezoidal o cílindrica y se supone un dimensionamiento del ánodo, longitud y diámetro para cilíndricos; y base mayor, base menor, altura y longitud, para prismáticos.

Segundo: Se determina la corriente drenada utilizando la siguiente expresión:

(1.V/ II.5.2.2)

Donde:

I : Corriente drenada del anodo (A)

−−==

1rL4

LnL2

VI

πρ

∆




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∆V : Diferencia entre el potencial de circuito abierto del ánodo y el considerado de protección (volts)


L : Longitud del ánodo (cm)

a : Area de la sección (cm2)

Tercero: Calculada I, se determina la vida útil con:

(2.V/ II.5.2.2)

Donde:

L : Vida efectiva del ánodo (años)

W : Masa neta del ánodo (kg)

u : Factor de utilización , según su forma = 0.90 a 0.95

E : Consumo del ánodo (kg/A - año)

Cuarto: Estos pasos se repiten variando las dimensiones hasta satisfacer el requerimiento de vida útil que generalmente es de diez años. Las bases para el redimensionamiento son:

Incremento en la longitud: Mayor drenado de corriente y dsminución de la vida útil.

Incremento en sección: Se mantiene casi constante el drenado de corriente y se incrementa la vida útil.

Quinto: Definidas las dimensiones del ánodo que satisface la vida útil, se determina la cantidad de ánodos con:

(3.V/ II.5.2.2)

Donde:

N :Número de ánodos


I : Corriente drenada (A)

)cm(a

rπ

==

EIWu

L ==

IId

N ==




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.. ..

..

.

.

.

.

.

.

.

...

..

.

.

.

.

.

.

..

- +

Tanque dealmacenamiento

.+ -

Simbología

Cable

Anodo

Rectificador


- +

.

.

.

.

.

.

.

.


-+

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

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. . . . . . . . .

. . . . . . . . .

Figura 4. Arreglos para instalación de lechos anódicos por corriente impresa en tanques.

Sexto: Como paso final se distribuyen geométricamente los ánodos en toda el área expuesta al electrólito. Para tanques de crudo en que el electrólito (agua salada) se concentra en la parte inferior, los ánodos se instalan únicamente en el fondo, distribuidos en mayor concentración en la periferia. En la sección de ayudas se muestra la instalación y distribución de estos ánodos.


Su elaboración se efectúa con los mismos criterios señalados en el capítulo V/ II.3.2.3.

V/ II.6 Diseño para estructuras especiales.

Para fines de protección catódica, se considera como estructura especial a toda aquella que por sus características de construcción, su forma de interactuar con el entorno agresivo y/o su carácter único, no permiten la aplicación irrestricta de los criterios de diseño empleados en líneas de conducción y tanques de almacenamiento. Los tablaestacados metálicos así como los pilotes metálicos de muelles y puentes son estructuras especiales.




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Las tablaestacas y pilotes metálicos pueden contar con un recubrimiento anticorrosivo; sin embargo, como resultado de las fricciones generadas en su hincado se daña el recubrimiento con lo que se exponen áreas considerables al ataque directo del medio agresivo. En el caso de material sin recubrimiento el área desnuda es del 100%.

Los agentes corrosivos para estas estructuras son agua de mar, lecho marino, agua salobre, agua dulce y/o rellenos saturados, que son muy buenos electrólitos y por lo tanto propician el fenómeno de la corrosión. Adicionalmente, se debe considerar la longitud de los elementos, que es equivalente a la profundidad de hincado y prvoca celdas de corrosión por diferencia en la concentración de oxígeno corroyendo las partes profundas de los elementos metálicos.

El desarrollo de aleaciones resistentes a la corrosión en tablaestacas metálicas, se ha limitado a la adición de cobre que mitiga el fenómeno HIC (fragilización por hidrógeno inducido) pero que no tiene efecto significativo en la corrosión electroquímica.

A todo lo anterior, se suma la imposibilidad de cualquier mantenimiento a las estructuras ya enterradas, quedando como única opción el empleo de sistemas de protección catódica.

Las áreas expuestas al ataque atmosférico, mareas y oleaje, se protegen con recubrimientos anticorrosivos, tema que se desarrolla en el capítulo V/ III de este manual.

V/ II.6.2 Fase de diseño.

La recopilación de antecedentes es propiamente el inicio del diseño y para estructuras de este tipo se requieren los planos generales de construcción, bases de diseño y del usuario. Con esta información el diseñador puede programar material, equipo y pruebas necesarias.

V/ II.6.2.1 Trabajos y pruebas de campo.

Recorrido general de la estructura: Su objetivo es detectar físicamente las variables que pueden afectar, a favor o en contra, el funcionamiento del futuro sistema de protección catódica. Se verifican niveles de marea, contaminación con hidrocarburos, existencia y estado de recubrimientos anticorrosivos, suministro de corriente alterna, sistemas de tierra, inrterconexiones con estructuras vecinas, conchuelas o material vegetal adherida, nivel de dragado, área más sensibles a la corrosión y sistemas existentes de protección catódica.

Requerimiento de corriente y toma de potenciales: En la mayoría de los casos, estas estructuras son masivas y están totalmente interconectadas, siendo imposible, con el equipo normal para pruebas de detallado en el inciso b.2 del capítulo V/ II.3.2.1, generar la corriente necesaria para obtener datos significativos. Lo práctico consiste en realizar esta prueba en un pilote o tablaestaca hincados para tal fin y de área conocida; los datos obtenidos se extrapolan al total de la estructura. El procedimiento de prueba es similar al indicado en el inciso b del capitulo V/ II.3.2.1 exceptuando los potenciales remotos, ya que es neceario usar celdas de Ag/AgCI para potenciales con respecto a agua de mar . En la sección de ayudas se muestra un croquis con el arreglo general de interconexión de equipo. Para evitar la evolución de hidrógeno, el potencial estructura - electrólito no debe ser más negativo que - 1.2 volts.

Resistividades: Siempre que las condiciones lo permitan se debe usar el método Wenner, descrito en la sección de ayudas, para determinar la resistividad de los distintos electrólitos a que se exponen estas




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estructuras. En caso de tablaestacas se deben definir los valores correspondientes al relleno seco y saturado.

Lecho remoto: Generalmente existe poca área disponible para instalar los lechos anódicos de corriente impresa, lo que hace necesario determinar la distancia a la cual su comportamiento es de "lecho remoto" y que prácticamente se traduce como la distancia mínima que debe existir entre estructura y ánodos. El procedimiento para esta determinación se muestra en la sección de ayudas.


Comprende la recopilación y ordenamiento de los datos obtenidos de las pruebas de campo en la estructura; de su análisis se desprende la solución de protección más factible. Las variables más significativas para aplicar corriente impresa o ánodos de sacrificio son: la cantidad de corriente, área disponible para la instalación anódica y suministro de corriente alterna.

Corriente impresa: En general se siguen los criterios del inciso a del capítulo V/ II.3.2.2 además, por las bajas resistividades y altos consumos de corriente, es necesario:

Dividir el lecho anódico en grupos, mediante cableados independientes.

Preferir la instalación de varios rectificadores con baja capacidad, en lugar de un solo con alto drenado de corriente.

Utilizar metales preciosos como material anódico.

Anodos de sacrificio: Dependiendo de las características de la estructura, el material anódico puede ser magnesio, zinc o aleaciones de aluminio en forma prismática, cilíndrica, brazalete o plana. Los criterios de dimensionamiento son los marcados en el inciso b del capítulo V/ II.3.2.2.


La elaboración se efectúa de acuerdo al procedimiento marcado en el capítulo V/ II.3.2.3.

V/ II.7 Equipo necesario para pruebas de campo.

Vehículos para transportar personal y equipo.

a. Vehículos para transportar personal y equipo.

b. Aparatos Uso Megger Resistividades Vibroground Resistividades Nilsson 400 Resistividades Multicombinado B - 3 Resistividades, potenciales y corriente Voltímetro digital Potenciales Multímetro Corriente - voltaje y resistencia en CA y CD Rectificador portátil Pruebas de corriente Maquína generadora de CD Pruebas de corriente c. Accesorios Uso




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Celdas de cobre - sulfato de cobre Potenciales Celdad de plata - cloruro de plata Potenciales Caja Soil Box Resistividades Shunt (resistencia derivadora) Protección de aparatos Crisol Soldar Varillas de cobre Medición resistencia d. Materiales Uso Soldadura aluminotermia En puntas de medición Conductores eléctricos de diferentes calibres

Circuitos de prueba

Caimanes, zapatas, conectores Conexiones Papel aluminio Simulación cama anódica Sal Reducir resistencia en lechos de tierra Sulfato de cobre Preparación de celdas Servicemento Parcheo

V/ III. Recubrimientos anticorrosivos.

Los recubrimientos anticorrosivos son barreras físicas formadas a partir de una dispersión líquida de una resina y un pigmento, con eliminación posterior del solvente; obteniéndose una película sólida adherida a la superficie metálica, que sirve para detener o evitar el proceso de corrosión.

Básicamente, los recubrimientos están formados por:

Pigmento

Resina.

Vehículo.

La eficiencia de un recubrimiento depende de muchos factores pero, independientemente a los que se refieren a su composición química y comportamiento físico, se identifican los que el diseñador maneja y que, en general, se caracterizan como:

Medio al que estará expuesto.

Codiciones ambientales que influyen en su aplicación.

V/ III.1 Determinación del medio corrosivo.

Para determinar el recubrimiento más adecuado, se debe establecer el ambiente de exposición, que en términos generales, está definido por los siguientes parámetros, adoptando los valores extremos que pudieran presentarse:

Composición química y presencia de contaminantes.

Temperatura.

Fatores de abrasión.

Humedad relativa.




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Velocidad y dirección de vientos.

V/ III.1.1 Clasificación del ambiente o agente corrosivo.

Los medios corrosivos, de acuerdo a los requerimientos del diseño, se identifican como:

Agentes corrosivos atmosféricos: Su calificación depende de los valores extremos que adopten las variables del clima y se determinan en una estación climatológica.

Presencia de contaminantes en la atmósfera.- El principal contaminante de interés de ingenieria de corrosión es el dióxido de azufre (SO2) y su presencia se detecta mediante testigos que captan rastros del compuesto en la atmósfera.

Temperatura.- Se consultan las gráficas de variación térmica durante el año, haciendo especial hincapié en el lapso en que se desea aplicar el recubrimiento.

Factores de abrasión.- Se revisa el efecto abrasivo sobre las estructuras existentes en la zona y se dictamina acerca de su importancia.

Humedad relativa.- Se determina con el higrómetro mediante lecturas directas o con el psicometro, a partir de temperaturas de bulbo seco y húmedo.

Velocidad y dirección de vientos.- Se consulta la información meteorológica o se recurre a estaciones de medición local. Deben considerarse todos los posibles cambios de dirección en el viento.

b. Agentes corrosivos en el manejo de productos: Su calificación depende de los productos y las condiciones de exposición que se manejen.

Composición química y presencia de contaminantes.- Esta información se proporciona en el proyecto.

Temperatura.- Debe considerarse el intervalo completo en operación del equipo en cuestión.

Factores de abrasión.- Se determina la posibilidad de existencia de sólidos en suspensión y las condiciones de flujo del análisis del proceso químico en proyecto.

Colocando testigos en la atmósfera o en el fluido, se puede monitorear, por métodos gravimétricos, la agresividad de los diferentes agentes corrosivos; clasificandose así, según su agresividad de acuerdo a la pérdida de material o espesor en un lapso determinado, siendo las medidas usuales:

Milésimas de penetración por año "MPA"

Milímetros de penetración por año "mm/año"

En atención a este criterio de medición, los agentes corrosivos se clasifican como: Velocidad de corrosión en "MPA"

Altamente corrosivos > 6

Moderadamente corrosivos 3 - 6

Poco corrosivos < 3




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Esta clasificación se basa en la suposición de que al ataque corrosivo se presenta uniforme, lo que dificilmente ocurre, por lo que se deberá considerar la posibilidad de que exista corrosión localizada o picadura.

V/ III.2 Selección del sistema.

En la selección de un sistema de recubrimientos se deben considerar diferentes formulaciones para evitar la corrosión de las estructuras metálicas; su composición debe obedecer a una experiencia ya probada, tal que al ser aplicada y seca, la película resultante sea una barrera flexible y con máxima eficiencia de protección contra el medio el cual está expuesta.

Otra variable determinante en la correcta selección del sistema, es la adecuada preparación de la superficie para recibir a los recubrimientos.

V/ III.2.1 Especificaciones del sistema.

Los factores que se deben considerar para la selección de una sistema de recubrimientos, son los siguientes:

Condiciones ambientales y de proceso, que afectan su resistencia y apariencia.

Compatibilidad del recubrimiento entre los componentes del sistema y con el servicio.

Resistencia a la temperatura para evitar que los componentes del recubrimiento se descompongan.

Equipo y procedimiento para su aplicación.

Costo de adquisición para su evalauación técnica - económica.

Para determinar el sistema de recubrimientos a emplear se consulta la Norma Pemex 2.411.01 y el plano V - 001, que establecen los requisitos mínimos de selección de sistemas para superficies de hierros y acero expuestos a diferentes condiciones.

V/ III.2.2 Preparación de la superficie.

Para lograr una buena adherencia entre el sustrato metálico y la primera capa de sistema de recubrimientos, se requiere someterlo a un proceso de preparación, que será función de las condiciones iniciales del mismo y del sistema por aplicar.

Los objetivos básicos en la preparación de la superficie son:

Eliminar la grasa, aceite, suciedad, polvo y toda materia extraña que impida una buena adherencia del recubrimiento a la superficie.

Procurar la rugosidad que permita un anclaje suficiente del recubrimiento, la cual debe estar comprendida entre el 25 y 30 % del espesor de la película por aplicar.

Los elementos presentes en una superficie metálica, que pueden impedir la adherencia del recubrimiento al sustrato matálico, se clasifican en:

Grasa, aceites y polvo.




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Herrumbre.

Escoria de laminación.

Los tipos de limpieza para la preparación de superficies son:

Limpieza manual: Se utiliza herramienta manual, neumática o eléctrica: cepillos, rasquetas, martillos o esmeriles, eliminando herrumbre y costras superficiales que no estén fuertemente adheridas. Se efectúa generalmente mediante descostrado, lavado, rasqueteo, cepillado, lijado y eliminación de polvo y se usa en áreas pequeñas e inaccesibles a otros métodos de limpieza.

Limpieza qímica: Se utiliza para eliminar aceites, grasas y herrumbre ligera se divide, según la substancia empleada, en:

Con solventes: Los solventes deben cumplir con las especificaciones marcadas por Pemex Exploración y Producción; no se usarán cuando la temperatura de aplicación esté cercana a su punto de inflamación. En la sección de ayudas se mencionan las principales características de los solventes más utilizados.

Alcalina: El limpiador alcalino debe tener un pH autorregulable mayor de 8.5 aplicándolo de 71 a 93°C. Se debe enjuagar con agua hasta que el pH de la superficie sea igual al del agua de lavado; si no se aplica el recubrimiento inmediatamente, se debe dar un enjuague final con ácido crómico diluido al 1%. Se aconseja la adición de otros componentes a la solución, tales como solventes, detergentes o inhibidores, a fin de mejorar la limpieza. La proporción óptima de cada componente de la mezcla se determina experimentalmente antes de iniciar el trabajo; en la sección de ayudas se da una formulación de estas mezclas.

Acida: Se usan soluciones de ácido ortofosfórico, con tiempo de acción de 10 a 15 minutos, de no lograrse la limpieza a satisfacción, se usa un ácido más fuerte o se aplicará otro procedimiento de limpieza. En la sección de ayudas se dan algunos ejemplos de soluciones ácidas.

Como este tipo de limpieza ataca al metal base, dejándolo expuesto, debe procederse a un lavado para neutralizar el efecto del ácido, y no debe transcurrir más de 4 horas antes de aplicar el recubrimiento, porque la superficie, al terminar la limpieza queda muy sensible.

Con vapor: Es recomendable adicionar al vapor pequeñas cantidades de inhibidores de corrosión, detergentes, solventes o algún álcali, que actuarán como complemento de este método.

El vapor debe llegar a la boquilla a una presión de 10.6 a 14.1 kg/cm2 y temperatura aproximada de 150°C; se aplica sobre una superficie previamente humedecida.

Limpieza con abrasivos: Es el mejor método, ya que además de obtenerse el grado de limpieza requerido, se logra el perfil de anclaje para cualquier sistema de recubrimientos seleccionado. Elimina con facilidad herrumbre, recubrimientos viejos, escoria de laminación fuertemente adherida y todo tipo de elementos extraños; el perfil de anclaje que se logra va desde el muy liso hasta el profundo, dependiendo de la finura del abrasivo empleado.

Consiste en impulsar partículas de arena, granalla o perdigones por medio de aire comprimido, gas o agua; las partículas abrasivas golpean a velocidades muy altas a la superficie, ocasionando picado, descostrado y desgaste por rozamiento, o sea que una pequeña parte del material de la base es removida junto con los contaminantes. La selección del abrasivo, considerará las siguientes variables:




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Tipo de metal a ser limpiado.

Forma de la estructura.

Condición original de la superficie.

Perfil de anclaje deseado.

Pérdida de abrasivo.

Costos de recuperación del abrasivo.

Riesgos y contaminación.

La preparación de la superficie por este método, debe concluir con el sopleteado de aire seco para eliminar el polvo de la superficie.

V/ II.2.3 Recubrimientos especificados en normas.

Estos recubrimientos se agrupan de la siguiente forma:

Recubrimientos primarios: Aportan los componentes que inhiben la corrosión y están en contacto directo con la estructura a proteger, cuentan con un elevado contenido de pigmentos inhibidores, buena adherencia con el sustrato metálico, presentan una superficie áspera para dar anclaje a la siguiente capa, compatibilidad con otro tipo de recubrimiento, además de poseer buena humectancia y, de acuerdo a su composición, se clasifican en:

Vinílicos.

Epóxicos.

Epoxi-alquitrán de hulla.

De zinc 100% inorgánicos.

De hule clorado.

En la Norma 4.411.01 se detallan las características relevantes de estos recubrimientos.

Recubrimientos de enlace: Son los que se emplean para lograr la adherencia entre dos recubrimientos incompatibles. En Pemex Exploración y Producción el único normalizado es el siguiente:

RP - 7 Primario o enlace vinil epóxico modificado.

Cuando se usa como enlace no debe contener pigmentos inhibidores.

Recubrimientos de acabado: Están expuestos directamente al agente corrosivo; su característica principal es tener una resistencia excelente al intemperismo y presentar una superficie dura, tersa, brillante, flexible, contando con una amplia gama de colores para su identificación y buena apariencia y de acuerdo a su composición, se clasifican en:

Vinílicos.




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Epóxicos.

De hule clorado.

Alquidálicos.

Vinil - acrílicos.

De poliuretano.


Recubrimientos Especiales: Además de proteger contra la corrosión, tienen propiedades especiales como resistir altas temperaturas, soportar el ataque biológico o poseer características fungicidas; por su composición se clasifican en:

Epóxicos.

Resinas de cumarona.

De silicón.

Antivegetativos.


V/ III.2.4 Adecuación de proyectos de recubrimientos por cambio de servicio o ubicación de las estructuras metálicas.

Cuando se presentan cambios en la ubicación o servicio de alguna estructura metálica ya protegida, es necesario la revisión de los planos de diseño para verificar si el recubrimiento especificado inicialmente, resiste las nuevas condiciones ambientales o de proceso a las cuales será sometido y en caso contrario, se deberá recomendar otro.

V/ III.3 Alternativas de protección.

Cuando se ha definido un sistema de recubrimientos, se deben considerar las posibles alternativas que ofrezcan niveles de protección similares al originalmente seleccionado, que pueden ser:

Un sistema de recubrimientos equivalente.

Un sistema complementario de protección catódica.

Un sobredimensionamieto de elementos estructurales para absorber las pérdidas de material por corrosión.

Estas alternativas de protección pueden combinarse entre sí para controlar más eficazmente la corrosión, dependiendo del agente corrosivo que esté presente.




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V/ III.3.1 Recubrimientos de uso especifico.

Este tipo de recubrimientos, conocidos también como revestimiento anticorrosivos, se emplean cuando las condiciones de corrosión rebasen los límites establecidos en las Normas; por lo que se requiere utilizar recubrimientos de esta naturaleza. Los más usados son:

Cubiertas de alquitrán de hulla y asfaltos.- Sistema constituido por primario, esmalte y refuerzo de fibra de vidrio; resiste al ataque químico de ácidos y álcalis, es impermeable y tiene compatibilidad con los sistemas de protección catódica.

Polietileno.- Se emplea en forma de cinta o extruido, formando una barrera entre el medio y la estructura, es impermeable pero tiene poca resistencia al impacto. En la actualidad no se cuenta con un adhesivo que garantice la integridad del revestimiento a largo plazo, por lo que su uso es restringido.

Cloruro de polivinilo.- Resiste soluciones concentradas de sales y álcalis a temperaturas hasta de 110°C, ácidos concentrados y no es tóxico.

Fenólicos.- Recubrimientos duros, brillantes y muy adherentes, su resistencia a solventes, medios ácidos y alcalinos es moderada, no se recomienda para inmersión continua. Pueden combinarse con resinas epóxicas para mejorar sus características de resistencia química.

De estos recubrimientos, los de cadena recta y los modificados con resinas epóxicas, ofrecen la mejor protección contra el medio agresivo; sin embargo, requieren de curado a 75°C entre capa y capa y de 200°C en la capa final.

Recubrimientos epóxicos en polvo.- Se aplican sobre la superficie metálica a temperatura de fusión del recubrimiento. Empiezan a tener aplicación en exteriores de tuberías enterradas que transportan fluidos, sobre todos los que tienen temperaturas superiores a los 80°C; son compatibles con sistemas de protección catódica y presentan mejor protección anticorrosiva que los epóxicos convencionales. Requieren equipo especial, tanto para la aplicación como para el curado, ya que se necesitan temperaturas superiores a los 200°C, por lo que sólo pueden aplicarse en planta.

Los descritos anteriormente son unos pocos de la gran variedad de recubrimientos especiales existentes en el mercado. Generalmente, cuando se requiere alguno de ellos, se recurre a la literatura especializada para proponer los sistemas más adecuados; siendo labor del laboratorio de ingeniería de corrosión evaluarlos por medio de pruebas aceleradas, simulando el ambiente de exposición y efectuando un análisis económico de los sistemas; para recomendar la aplicación del que garantice un comportamiento adecuado.

V/ III.4 Métodos experimentales.

Con el fin de anticipar el comportamiento de un sistema de recubrimientos en condiciones de operación, en el laboratorio se desarrollan pruebas de evaluación acelerada.

V/ III.4.1 Simulación de ambientes en el laboratorio.

Para el desarrollo de las pruebas de laboratorio, se requiere generar los diferentes agentes corrosivos, pero en condiciones extremas, que permitan reducir los tiempos de respuesta de los sistemas a probar.

Estos ambientes se simulan sobre probetas de lámina de acero calibre No. 20, recubiertas totalmente con el sistema protector de ensaye, y dimensiones detalladas en la Norma 4.411.01 Recubrimientos para protección anticorrosiva, según el tipo de prueba a desarrollar.




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A continuación se describen los métodos seguidos en el laboratorio de ingeniería de corrosión para generar estos ambientes:

Ambiente seco: Se prepara un recipiente cerrado con solución al 35.64% de cloruro de calcio, con lo que se obtiene una humedad relativa del 50%a 25°C.

Ambiente húmedo: Se prepara una solución al 9.33% de cloruro de calcio y se mantiene en un recipiente cerrado, creándose una humedad relativa del 95%.

Ambiente húmedo y salino: Se utiliza una cámara en la que se atomiza una solución de cloruro de sodio, libre de níquel y yoduro de sodio, al 5% y 35°C.

Ambiente marino: Se sumergen las probetas en agua de mar, natural o sintética, por un periodo de 16 horas; posteriormente, se someten a una corriente de aire forzado por 4 horas; a continuación se colocan en una estufa a 50°C durante 4 horas y, finalmente, sumergirlas nuevamente en agua de mar para repetir el ciclo por el tiempo que sea necesario.

Ambiente húmedo con o sin salinidad y gases derivados del azufre: Se atomiza una solución de cloruro de sodio, grado reactivo al 5%, en una cámara cerrada; posteriormente, se suministra a la misma cámara ácido sulfhídrico que se genera en una cámara de reacción independiente, en la que se hace reaccionar sulfuro de fierro (pirita) con ácido clorhídrico para obtenerlo.

La simulación de los ambientes de exposición a líquidos o gases, se efectúa mediante pruebas de inmersión en los fluidos con los que estará en contacto el recubrimiento y bajo las condiciones de concentración y temperatura que debe resistir. Los efectos de la corrosión se analizan tanto en la parte expuesta a la fase vapor como en la sumergida.

Para las pruebas de inmersión se utilizan probetas de 6 x 15 cm, en placa de acero calibre No. 20, recubiertas con el sistema de ensaye.

En la sección de ayudas se incluye información relativa a la respuesta que presentan los diferentes tipos de recubrimientos a los diversos agentes de exposición.

V/ III.4.2 Predicción del comportamiento del recubrimiento con el tiempo.

Se dictamina en forma aproximada la respuesta del sistema protector, en función del tiempo, evaluando durante las pruebas aceleradas, las siguientes fallas:

Cambio de color: Se origina por la reacción del aglutinante con los agentes atmosféricos, o por la degradación del pigmento debido a su descomposición por los rayos ultravioleta.

Caleo: Se manifiesta por la presencia de una capa polvosa sobre la superficie del recubrimiento, generalmente de apariencia blanca, aunque en ocasiones puede aparecer coloreada debido al tipo de pigmento contenido en el sistema. Se origina por la degradación del recubrimiento con los rayos ultravioleta, humedad, oxígeno o por ataque de agentes químicos.

Agrietamiento: Ocasionado por la contracción que ocurre dentro de la película, debido a que con el paso del tiempo, las fuerzas internas de contracción se hacen mayores que las fuerzas de cohesión entre las partículas de la misma.




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Acocodrilamiento: Cuando, durante la aplicación del sistema, se coloca una capa dura y frágil sobre otra más flexible, sobreviene el arrugamiento de la película sin llegar a la ruptura, semejando la piel del cocodrilo, por la diferente deformación entre capas, donde la más frágil se separa dando lugar a este fenómeno. También se puede deber a una evaporación inadecuada de solventes entre capas o manos de recubrimiento.

Ampollamiento: Aparece por la exposición del recubrimiento a humedades relativas muy altas o a la inmersión en agua. La causa principal es que el vapor para a través de la película y se condensa en cualquier punto de baja presión debajo de ésta.

La inmersión en agua destilada o desionizada produce más ampollamiento que el agua dulce y salada, debido a que su presión de vapor es más alta.

Otra causa del ampollamiento es el desprendimiento inadecuado de los solventes durante la aplicación y secado del sistema anticorrosivo; en este caso, las ampollas se forman por los solventes atrapados dentro de la película al tratar de espacar.

Descascaramiento: Desprendimiento de grandes secciones de la película, debido a deficiente adherencia del recubrimiento con el sustrato metálico o entre capas del sistema.

Las principales causas de estas fallas son:

Deficiencia en la limpieza del sustrato metálico y entre capas de la película.

Formulación o mezclado inadecuado.

Aplicación del recubrimiento en condiciones climatológicas adversas.

En la sección de ayudas se incluye un formato para el reporte de evaluación de sistemas de recubrimientos expuestos a diferentes agentes corrosivos en el laboratorio.

En la evaluación de resultados debe distinguirse claramente los defectos asociados a una deficiente preparación de los especímenes de prueba, a fin de evitar un juicio equivocado; a este efecto, conviene contar con más de un especimen, preparados en momentos diferentes para contrastar sus resultados.

V/ III.4.3 Experimentación con nuevos sistemas.

Adicionalmente a la calificación de sistemas de recubrimientos incluidos en las Normas, se requiere analizar la respuesta de sistemas nuevos, que se lancen al mercado y se pretenda utilizar en las instalaciones de Pemex Exploración y Producción.

A este efecto, se recaba información relativa a las cualidades anunciadas del producto y se somete a las pruebas de exposición que debe satisfacer, de acuerdo a su uso recomendado. Por otro lado, también se analiza su formulación y se desarrollan pruebas de falla extrema, a fin de conocer su alcance final.

V/ III.5 Comportamiento del recubrimiento en campo.

La respuesta de un sistema de recubrimientos aplicado sobre una estructura, es la calificación definitiva para las condiciones de exposición especificas del mismo. Los objetivos que se persiguen al verificar el comportamiento del sistema aplicado son:




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Programar las actividades de mantenimiento para que no se conviertan en actividades de reparación.

Retroalimentar a los grupos de diseño, a fin de precisar la eficiencia de los diferentes sistemas.

V/ III.5.1 Recubrimientos expuestos a agentes corrosivos a largo plazo.

La evaluación a largo plazo del comportamiento del sistema de recubrimientos, se efectúa mediante la recopilación de información de los agentes corrosivos y pruebas directas sobre los sistemas en evaluación, atendiendo al siguiente esquema de análisis:

Apariencia general: Se califica el grado de deterioro en forma visual que se aprecia en toda la superficie del recubrimiento, destacando las áreas que evidencien daños, que se evaluarán particularmente.

Fragilidad: Ocurre por la pérdida de elasticidad de los recubrimientos con el tiempo; este endurecimiento conduce al agrietamiento y pérdida de continuidad de la película, que a su vez da lugar a la falla del sistema por corrosión localizada.

Corrosión bajo película: Se detecta por la aparición de una coloración amarillenta en la superficie del recubrimiento; para luego iniciar su desprendimiento por descostrado o ampollamiento.

Caleo: Envejecimiento paulatino de los recubrimientos, que se identifica por la presencia de polvo en la superficie, detectado inicialmente por la pérdida de brillo, seguido por un caleo moderado y finalmente por caleo intenso que puede estar acompañado de escurrimientos lechosos cuando hay humedad.

La evaluación se hace tomando una escala de cuatro niveles, de acuerdo al grado de severidad que manifieste cada una de las fallas analizadas y se reporta en el formato mostrado en la sección de ayudas, con el siguiente criterio:

Sistemas que presentan protección eficiente contra el medio corrosivo.

Sistemas que ofrecen protección contra el agente corrosivo pero presentan cierto grado de deterioro y pérdida de espesor, debido principalmente al caleo.

Sistemas cuyo deterioro requiere trabajos de mantenimiento para poder seguir protegiendo a la estructura, tales como repintado y parcheo de la película protectora.

Sistemas en los cuales el deterioro de la película protectora es de tal magnitud, que es necesario reponerla totalmente para evitar daños a la estructura.

V/ III.5.2 Análisis de fallas.

En el desarrollo de esta actividad, han de separarse las diferentes causas que originaron las fallas detectadas, a fin de que su evaluación sea correcta y las medidas correctivas, adecuadas.

En general, es posible aceptar como causas de las fallas más frecuentes a deficiencias en:

Almacenamiento: Cuando cualquiera de los componentes de un recubrimiento no se almacena adecuadamente, se crean natas o precipitación de pigmentos que pueden originar mala dosificación o mezclado inadecuado, los que a su vez pueden ser causa de falla en la película protectora por presencia de grumos, espesor heterogéneo, deficiencia de pigmentos inhibidores o entonadores y envejecimiento prematuro.




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Dosificación, mezclado y acondicionamiento: Pueden dar origen a escurrimientos, grumos, cráteres, espesor de película irregular e, inclusive, el colapso total del sistema cuando, en la dosificación, se alteran en forma significativa la proporción de los componentes de la mezcla.

Preparación de la superficie del sustrato metálico: Se puede presentar falta de adherencia, corrosión bajo película o irregularidades en la superficie del recubrimiento, causadas por presencia de contaminantes bajo la barrera protectora, como : polvo, grasas, aceites, óxidos o escoria.

Aplicación del sistema protector: Ocurren escurrimientos, lagrimeos, grumos, cráteres, discontinuidades de la película, espesor heterogéneo, acocodrilamiento y mala adherencia entre capas y sustrato metálico.

El análisis de fallas debe proceder en forma sistemática, desde la calidad de los insumos, eficiencia en la preparación de la superficie, procedimiento adecuado de aplicación y condiciones reales de exposición, correspondientes con el diseño original. El dictamen, necesariamente, debe ubicar la causa de la falla en alguno de estos apartados e incluir recomendaciones de rehabilitación.

V/ III.6 Control de calidad.

El control de calidad durante todas las etapas, tanto de suministro como de preparación de la superficie y aplicación del sistema, se debe ejercer cuidadosamente; con el fin de que durante la inspección final no se detecten problemas que signifiquen labores de reconstrucción del sistema protector.

V/ III.6.1 Calidad del recubrimiento.

Los requisitos de calidad están reglamentados en la Norma 4.411.01, donde se definen los requerimientos mínimos para aceptación de cada uno de los recubrimientos y detalla los procedimientos de prueba o indica algún método a usar, ya sea del ASTM, FTMS, DIN o API.

El control de calidad en esta etapa, incluye las siguientes actividades, cuyo procedimiento se detalla en normas.

Muestreo. Deberá hacerse en campo, en el almacén donde se encuentre el lote de recubrimiento que va a ser aplicado, y en presencia del supervisor contratista y fabricante del recubrimiento, o representantes autorizados de los mismos.

Identificar la muestra registrando los datos que se indican en el formato localizado en la sección de ayudas.

Homogeneizar la mezcla hasta incorporar totalmente el sedimento, utilizando una herramienta en forma de espátula.

Extraer una muestra de un litro, vertiéndola sobre un recipiente de la misma capacidad y , necesariamente con triple sello para evitar la fuga del solvente.

Enviar la muestra para su análisis, de acuerdo a los tiempos marcados en norma, colocándoles una etiqueta de identificación como la que se indica en la sección de ayudas.

Anexar al memorándum para solicitud de análisis, la forma LRA-01 con los datos solicitados; ver sección de ayudas.

Acondicionamiento. Las muestras recibidas en el laboratorio de recubrimientos anticorrosivos requieren de acondicionamiento previo. Los recubrimientos deben ser evaluados bajo las mismas condiciones de campo.




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Pruebas físicas y químicas: Se desarrollarán de acuerdo a los procedimientos establecidos en normas para cada tipo de recubrimiento y sus resultados, se reportarán en los formatos que aparecen en la sección de ayudas y una calificación, que podrá ser de aceptación o rechazo.

V/ III.6.2 Preparación de la superficie.

En general, el control de calidad se ejerce preparando un metro cuadrado de la superficie a tratar, de manera que cumpla con los requerimientos especificados en diseño y después, por comparación del aspecto, se juzga la preparación del resto del área.

Limpieza química. El control consiste en verificar que todos los elementos y substancias extrañas hayan sido retirados, usando un lienzo blanco y seco en forma manual.

Cuando se efectúe limpieza por decapado, el control se limitará a verificar que no haya pérdida excesiva de material y que el ataque de la solución limpiadora no sea localizado, por mala dosificación.

Limpieza manual: El control es visual, considerándose limpia la superficie cuando sólo presente restos de óxido o pintura bien adheridos y que no haya huellas de grasa, aceite u otras sustancias extrañas.

Limpieza con abrasivos: El control incluye la verificación de la granulometría del abrasivo, la cual deberá estar comprendida entre las mallas Nos. 80 y 18 para lograr la limpieza y anclaje especificados, la dureza de las partículas y su limpieza.

El aire que se use como agente impulsor del abrasivo debe estar libre de aceite y grasas, colocándose un separador de humedad en la línea. Las mangueras deben tener un diámetro de 3 ó 4 veces mayor que el diámetro de la boquilla de sopleteo y ser antiestáticas.

Se verificará que el perfil de anclaje corresponda al patrón especificado.

V/ III.6.3 Aplicación.

Las actividades de control se orientan a:

Verificar que las condiciones ambientales existentes durante la aplicación sean las recomendadas para el tipo de recubrimiento.

Verificar las condiciones de operación y la forma de empleo de equipo de aplicación.

Verificar que la dosificación de los componentes del recubrimiento sea la correcta.

Verificar que durante el acondicionamiento del recubrimiento, se utilicen los solventes especificados en Norma; así como la viscosidad, que debe estar comprendida en el intervalo especificado para el equipo de aplicación que se esté usando.

En sistemas que llevan más de una capa, verificar que la capa subsecuente se aplique una vez transcurrido el tiempo de secado de la capa que le antecede, de acuerdo a lo especificado en la Norma 4.411.01.

Verificar que la aplicación del sistema cumpla con el proyecto, en cuanto a espesores y número de capas.

El espesor total de película seca del sistema puede predecirse en forma aproximada, controlando el espesor de película húmeda de cada capa, utilizando un medidor y recurriendo a la siguiente expresión:




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(1.V/ III.6.3)

Donde:

E.P.S.: Espesor de película seca (mils).

E.P.H.: Espesor de película húmeda (mils).

V : % de volátiles presentes en el producto.

a : % de solventes agregado para ajustar a la viscosidad de aplicación.

V/ III.6.4 Inspección final.

Una vez aplicado el recubrimiento, se confirma si el sistema cumple con los requisitos especificados en las Normas 3.411.01 y 4.411.01 considerando lo siguiente:

Tiempo de curado de la película: Es el que transcurre entre la aplicación del recubrimiento y el momento en que la película puede entrar en contacto con el medio corrosivo, siendo aproximadamente de siete días para la mayoría de los recubrimientos que no requieren curado especial.

Apariencia de la película aplicada: Deberá ser uniforme, libre de escurrimientos, cráteres, ampollas y grumos.

Espesor de película seca: Debe cumplir con el mínimo requerido en el proyecto, sancionándolo la Norma para el sistema seleccionado. Los espesores no deberán ser menores al 95% del mínimo especificado.

Adherencia: Se verificará de acuerdo a la Norma, tanto en el primario, como en el sistema completo, utilizando el peine de ranuras en sitios que por su aspecto, permitan anticipar irregularidades en el proceso de aplicación del sistema; esta verificación siempre se efectuará sobre película seca.

Continuidad eléctrica de película: Consiste en detectar fallas en el recubrimiento, como poros, fracturas, o discontinuidad en capas, mediante la aplicación del método especificado en la Norma 3.411.01, marcando todos los puntos de falla manifiesta para su posterior tratamiento de reparación y vuelta a verificar.

V/ IV.Inhibidores de corrosión.

Un inhibidor se define como todo producto químico que, agregado en pequeñas proporciones a un fluido circulante, contribuye a evitar o disminuir la pérdida de metal en el recipiente o tubería que lo contiene y con su uso, se pueden minimizar fallas en equipos, asociadas a problemas de corrosión.

V/ IV.1Clasificación.

Los inhibidores se clasifican, en atención a la naturaleza química y su efecto en la cinética de corrosión, en:

( )100

aV100.H.P.E.S.P..E

+−=




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ANÓDICOS FORMADORES DE PELÍCULA CATÓDICOS MIXTOS NEUTRALIZANTES INHIBIDORES MODIFICADORES DEL MEDIO SECUESTRADORES DE OXÍGENO COMBINADOS MISCELÁNEOS ANTI - INCRUSTANTES FORMADORES DE ÓXIDOS ESTABLES V/ IV.1.1Formadores de película.

El fenómeno de depositación o formación de película, está basado en la adsorción de partículas en el sustrato metálico. La existencia de esta capa en la interfase metal / electrólito, involucra una carga en la superficie metálica.

Anódicos: Retardan las reacciones anódicas de corrosión en un metal; su eficiencia depende de la continuidad e integridad de la película protectora desarrollada en el área anódica y se usan casi exclusivamente en sistemas de recirculación de agua o sistemas cerrados, en donde las altas concentraciones de inhibidor que se requieren para asegurar la completa protección, no significan consumos elevados del producto.

Los inhibidores anódicos más usados son los cromatos, fosfatos, carbonatos y silicatos de metales alcalino, así como las aminas y amidas.

Catódicos: Retardan las reacciones catódicas en la corrosión de un metal. Su mecanismo de acción más representativo es la reducción de oxigeno a iones oxhidrilos en soluciones alcalinas o neutras y la reducción de los iones de hidrógeno libre en soluciones ácidas.

Las sales de Zn, Ni, Mn y Cr, así como las cuaternarias de amonia, actúan como inhibidores catódicos para el fierro en soluciones neutras y su acción se debe a la capacidad de estos compuestos para reaccionar con el oxhidrilo de las áreas catódicas y formar hidróxidos insolubles, los cuales se adhieren a las mismas, protegiéndolas.

Las sales de arsénico, antimonio y mercurio actúan como inhibidores catódicos en soluciones ácidas. Las sales de antimonio inhiben el ataque ácido sobre el fierro y los compuestos de arsénico trivalente, inhiben la corrosión del acero al carbón en ácido sulfúrico.

Mixtos: Retardan las reacciones anódicas y catódicas. Es difícil distinguir entre uno y otro tipo de reacción, ya que si se suspende la reacción anódica de corrosión, la catódica también se ve afectada. Cuando el cambio de potencial de corrosión en las reacciones anódicas y catódicas es pequeño, el inhibidor es mixto.




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V/ IV.1.2Modificadores del medio.

Alteran el pH del agente corrosivo, reduciendo su agresividad al a cambiar la acidez o alcalinidad del mismo, disminuyendo la interacción metal - fluido y disminuyen la concentración de oxígeno disuelto.

En muchos sistemas, el proceso de corrosión es conducido por la reducción de iones hidrógeno a hidrogeno gas. Por otro lado, cuando se trabaja con valores de pH ≥ 12, pueden presentarse problemas de fragilización cáustica en el interior de calderas.

Neutralizantes. Reaccionar químicamente con el agente corrosivo, reduciendo su agresividad al modificar el pH.

Secuestradores de oxígeno: Reaccionan con el oxígeno disuelto para disminuir la interacción del fluido con el metal en cuestión y su uso más común es el de tratamiento de agua de alimentación a calderas, actuando como removedor del oxígeno disuelto en el agua cuando la deaereación con vapor resulta muy costosa.

V/ IV.1.3Misceláneos.

Se caracterizan por presentar, aparte de su efecto inhibidor, propiedades biocidas y anti - incrustantes, agrupándose en:

Combinados: Su efecto protector se combina con la acción de biocidas, evitando la corrosión microbiológica.

Una biocida es un compuesto que no permite el crecimiento de fauna microscópica, la cual genera taponamientos y caída de presión en tuberías, cuando se combinan biocidas con inhibidores, ambos deben ser compatibles para evitar la nulificación de la acción de cada uno de ellos (efecto antagónico).

Anti - incrustantes: Los depósitos que se forman al evaporarse el agua dentro de recipientes, como sales de sodio y calcio, se evitan cuando se hacen reaccionar con los compuestos incluidos en el inhibidor. La eliminación de depósitos reduce el riesgo de agrietamiento en el metal, que pueden generar picaduras.

Su uso más extendido es en intercambiadores de calor, ya que evitan la formación de depósitos en el interior del equipo, porque en su formulación están presentes compuestos de arsénico, fosfonatos, gluconatos y otros.

Formadores de oxídos estables: Se consideran inhibidores de este tipo a las substancias que, agregadas en proporciones pequeñas sin que hayan sido formuladas con este fin, forman productos estables que protegen la superficie metálica.

El agua agregada en proporción de 0.2%, en peso al amoniaco líquido, evita el riesgo de fractura por corrosión esfuerzo (SCC), en contenedores construidos de acero al carbón.

V/ IV.2Diagnóstico en corrosión interna.

Los factores que definen la corrosión interna son los agentes agresivos al metal, presentes en los diferentes fluidos que se manejan. En general, este tipo de corrosión se clasifica, en función del agente corrosivo, en:

Corrosión Amarga: Para que se presente, se requiere la presencia de ácido sulfhídrico y agua de condensación en la superficie metálica. Como productos secundarios, se forman sulfuro ferroso e hidrógeno; el primero se adhiere a la superficie metálica en forma de capas, acelerando el proceso corrosivo, al actuar




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como cátodo en la formación de celdas electroquímicas locales; y el hidrógeno formado penetra la superficie metálica, aleándose con sus componentes y volviéndola quebradiza, produciendo agrietamiento; adicionalmente, el hidrógeno puede acumularse en inclusiones metálicas, transformándose en hidrógeno molecular que genera grandes presiones que ampollan el metal.

Es probable que se presente cuando existe condensación de agua en la superficie metálica y la presión de ácido sulfhídrico es de alrededor de 0.05 psi. La presencia de bacterias sulfato - reductoras acelera en forma exponencial el fenómeno, originando picaduras profundas y en, ocasiones, la perforación de la tubería.

Corrosión dulce: Ocurre por la presencia de ácidos orgánicos o dióxido de carbono y agua; estos últimos deben estar presentes al mismo tiempo para que exista, obteniéndose como producto principal el carbonato ferroso.

Se presenta en forma de grietas cuando hay condensación de agua en la superficie metálica y la presión parcial de dióxido de carbono es mayor a 7 psi; si se conservan las mismas condiciones, pero la presión parcial es mayor a 30 psi, se presentan picaduras.

Corrosión por presencia de oxígeno: Se manifiesta por la formación de herrumbre y cambio en la coloración del metal. Ocasiona picaduras exfoliación, y formación de tubérculos, así como taponamientos o reducción del diámetro de la tubería, incrementándose el efecto al existir colonias de bacterias aerobias, y cuando se forman tubérculos, debajo de éstos crecen bacterias anaerobias, generándose celdas de aireación diferencial.

V/ IV.2.1Análisis químico del fluido.

El fenómeno de corrosión interna está definido, en primera instancia, por las características del fluido que se maneja, por lo que, el continuo análisis del mismo proporcionará información útil, tanto en el diseño, como en el monitoreo de sistemas de protección a bases de inhibidores; estudiándose las propiedades corrosivas del producto y los contaminantes, que funcionarán como indicadores de la presencia de corrosión.

Para el análisis, se deben tomar muestras periódicas, en función de la operación de cada equipo, sobre todo cuando se cambia el servicio. Conociendo las características de agresividad del fluido se recomendará el uso de un inhibidor, cuya respuesta también deberá reflejarse en el análisis del fluido que se efectúe posteriormente.

En general, las muestras se deben tomar al inicio y al final del proceso, así como en las purgas acondicionadas para este fin, determinándose la composición del fluido para ser comparada con la especificada en proyecto y de esta manera, precisar la selección y dosificación del inhibidor a usar.

V/ IV.2.2Testigos.

Son pequeñas placas metálicas que se introducen al torrente de los ductos para monitorear la agresividad del fluido que se maneja y proporcionan información para localizar fallas o determinar el comportamiento del metal de la estructura, mediante la comparación física o cuantificación de su deterioro.

Se eligen los lugares críticos a lo largo de las tuberías, que se caracterizarán por presentar primero el fenómeno corrosivo y que, de acuerdo a la experiencia, son los puntos bajos en el perfil.

La geometría usual de los testigos es: rectangular, con longitud de 3", 4" ó 6"; ancho de 7/8" ó 1" y espesor de 1/4", 1/8" o 1/16"; o circula con diámetro de 3/4" y 1/16" de espesor. En la sección de ayudas se muestra la configuración de un testigo rectangular típico.




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Es importante vigilar que el testigo esté aislado, evitando que se forme un par galvánico, que modificaría el patrón del fenómeno corrosivo.

Las observaciones se efectúan a intervalos mínimos de 30 días, a fin de permitir la estabilización del proceso corrosivo y evitar lecturas que pueden ser exageradas.

Observación de testigos: Se observa la apariencia superficial de l testigo para definir por comparación, los posibles deterioros que se provocan al metal, que pueden consistir en grietas, picaduras y corrosión uniforme. Es importante conservar los testigos recuperados, a efecto de comparar la efectividad de este sistema de protección.

Cupones: Son testigos fabricados del mismo material que la tubería que los contendrá, su evaluación se orienta a determinar la velocidad de pérdida de metal en forma de disminución de peso, referida al periodo de exposición.

Deben ser pesados y medidos cuidadosamente antes de introducirlos al agente corrosivo para, después de transcurrido el tiempo de exposición, retirarles todo residuo de la corrosión, limpiarlos con una solución de ácido clorhídrico inhibido, neutralizado con una solución de bicarbonato de sodio y enjuagarlos con alcohol isopropílico, para someterlos a un proceso de secado y pesarlos nuevamente, determinando la velocidad de pérdida de metal, de acuerdo a la siguiente expresión:

(1.V/ IV.2.2)

Donde:

∆W: Variación neta de peso en el cupón (g).

S : Superficie expuesta de cupón (mm2)

t : Tiempo de residencia del cupón en el agente corrosivo (años) con aproximación a centésimas (1 año = 8760 horas)

γ : Peso especifico del material del cupón

En su evaluación debe considerarse que la medición es puntual y que se está aceptando una velocidad de corrosión uniforme, que dista mucho de ser real; por lo que una correcta interpretación de éstas debe valorar sus limitaciones.

La corrosión manifestada como picadura se cuantificará por medición directa del daño con ayuda de un calibrador micrométrico, definiéndose el factor de picadura como la relación de la máxima penetración a su valor promedio del metal, medida como pérdida de peso.

Análisis más detallados, que incluyen la observación microscópica y la calificación metalográfica se desarrollan en un laboratorio especializado para diagnóstico de problemas complicados de corrosión.

γ∆StW

Vc ==

3mm

g




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V/ IV.2.3 Corrida de diablos.

Son herramientas que impulsadas por medios neumáticos o hidráulicos, recorren interiormente las tuberías, limpiando la superficie metálica de desechos o incrustaciones presentes, que pueden generar problemas de corrosión.

El análisis de los sólidos disueltos o sedimentales, obtenidos de la corrida de un diablo, es el punto de partida para determinar la existencia y el tipo de corrosión interior en un ducto.

El estudio del producto obtenido de la corrida de diablos, se orientará a la determinación de las siguientes impurezas, que generan o son producto de la corrosión.

Bacterias aerobias y anaerobias.

Compuesto con cadena de azufre.

Agua.

Dióxido de carbono.

Cloruros.

Oxígeno.

Sólidos.

Acido sulfhídrico.

Acidos orgánicos.

Estas impurezas provocan contaminación al producto y defectos a la estructura como: picadura, fragilización, ampollamiento y erosión.

El uso de inhibidores deberá ser analizado y comparado con los costos de equipo y su reparación, a fin de establecer métodos alternativos para disminuir el fenómeno de corrosión interior, como aleaciones o recubrimientos.

Toma de muestras en corrida de diablos: Al momento de retirar el diablo de limpieza, con ayuda de una pala, colectar los desechos acumulados por la corrida en una bolsa de polietileno, que será esterilizada si se pretende determinar la presencia de bacterias, identificando la muestra con una etiqueta que incluya información de la línea, el lugar de recolección, tipo de diablo usado y detalles relevantes en el estudio de la corrosión en el ducto.

Indicadores de corrosión interna en una corrida de diablos: Una vez tomada la muestra, se procede a enviarla a un laboratorio competente para someterla a análisis cualitativo y cuantitativo y posibilitar su interpretación, indicando:

Fierro.- Oxidación o ataque directo, así como posible presencia de bacterias sulfato - reductoras.

Manganeso.- Disolución de material o pared de tubería.




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Cloruros.- Presencia de sales contenidas en el agua, o agua atrapada en el interior de la tubería, provenientes de ataques de almacenamiento en buques - tanque, sobre todo en desniveles del derecho de vía, donde los productos corrosivos tienden a concentrarse.

Adicionalmente, existen diablos instrumentados para detectar variaciones en el espesor de las tuberías, que se utilizan como complemento en la localización de áreas afectadas por corrosión interior.

V/ IV.3 Selección y dosificación de inhibidores.

Luego de analizar el fluido corrosivo y el tipo de corrosión presente, involucrando las variables que intervienen en la degradación del metal , se procede a la selección del inhibidor.

V/ IV.3.1 Selección del inhibidor.

Existe una amplia gama de inhibidores para tratamiento de corrosión dulce y amarga, así como productos químicos, bactericidas y biocidas para eliminar o disminuir problemas de corrosión microbiológica, que hayan sido estudiados por diferentes laboratorios, clasificándose de acuerdo al material que se pretenda proteger y al agente corrosivo presente.

Se determinará el inhibidor a usar, inicialmente seleccionándolo de la tabla que se incluye en la sección de ayudas, sometiendo los diferentes compuestos recomendados a ensayos de laboratorio, simulando las condiciones de operación.

En esta selección deberá considerarse explícitamente la solubilidad y dispersibilidad de los productos a utilizar, que se clasifican en: solubles en aceite, solubles en agua, solubles en aceite - dispersables en agua y solubles en agua - dispersables en aceite. Adicionalmente, habrá de tomarse en cuenta la economía de los diferentes compuestos que satisfagan el requerimiento de protección.

V/ IV.3.2 Dosificación y aplicación del inhibidor.

Luego de seleccionar el inhibidor, se determina el método por el cual será agregado y su dosificación.

Se trata de suministrar al sistema la cantidad de inhibidor requerida para garantizar que en todo momento se cuente con la concentración de protección determinada en el laboratorio, en su dosificación debe considerarse el gasto de producto que se maneja, la frecuencia de uso y la posibilidad de que en algún momento quede empacado.

Los dispositivos de incorporación de los inhibidores a los sistemas consisten, principalmente, en bombas de desplazamiento positivo con inyección neumática depósitos de dosificación e implementos para conectarse a los elementos del sistema.

Los fabricantes de estas bombas proporcionan gráficas para su selección a partir de la dosificación requerida por el proyecto

La adición del inhibidor, en atención a la forma de operación del sistema a proteger, puede presentar tres modalidades.

Tratamiento continuo: Consiste en suministrar al sistema, permanentemente, la cantidad necesaria de inhibidor, garantizando que la salida del fluido no provoque disminución del efecto protector esperado.




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Tratamiento intermitente: Se utiliza cuando las condiciones de operación del sistema cambian, de tal manera que la agresividad del agente corrosivo varía substancialmente en las diferentes etapas del proceso, en ocasiones, obligando la utilización de diferentes inhibidores a diversas concentraciones, prestando especial atención a la compatibilidad entre los compuestos requeridos en las etapas de tratamiento.

Tratamiento combinado: Primero se utiliza el tratamiento intermitente para alcanzar la concentración necesaria de protección y después, con el tratamiento continuo, se mantiene dicha concentración dentro de los valores operantes.

V/ V. Tarea diversas de ingeniería de corrosión.

Como complemento de las actividades principales de ingeniería de corrosión, se desarrollan trabajos que sirven de apoyo para otras especialidades y que no necesariamente tienen relación directa con esta disciplina.

V/ V.1. Cuadricula de resistividades.

Es una serie de mediciones que se realizan para determinar la variación de la resistencia eléctrica en un volumen de suelo. Esta información es útil para el diseño de sistemas de tierra, protección catódica y proyectos de ingeniería de telecomunicaciones.

La resistividad se define como la resistencia que opone un volumen unitario de un material dado al paso de la corriente eléctrica y se mide en ohm - cm. Las características del terreno que influyen en el valor de su resistividad son: temperatura, composición mineral del suelo, concentración de sólidos disueltos, humedad y profundidad a la que se hace la medición.

En las tablas siguientes se indican valores típicos de resistividad para diferentes suelos y grados de corrosividad.

Tipo de suelo Resistividad (OHM-CM)

Tierra orgánica húmeda 1000 Tierra húmeda 10000 Tierra seca 100000 Roca 1000000

Clasificación Resistividad (OHM-CM)

Altamente corrosivo 0 — 1000 Moderadamente corrosivo

1000 — 5000

Poco corrosivo 5000 — 10000 Muy poco corrosivo 10000 — en adelante

Los aparatos empleados para medir la resistividad son: Megger, Nilson 400, Vibroground y Multicombinado; en el capítulo V/ 11.3.2.1 se describe el procedimiento para hacer la medición. El método más empleado es el de cuatro electrodos, donde la distancia entre electrodos de potencial da la profundidad aproximada a la que está haciéndose la medición.

El procedimiento para hacer una cuadrícula de resistividades es el siguiente:




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Primero.- Identificar en el plano de localización general los límites del predio en estudio.

Segundo.- Trazar líneas paralelas norte - sur y este - oeste según se presenten las condiciones del predio y de acuerdo al sistema de referencia del plano. La separación depende de las necesidades del usuario y la configuración del área que se va a estudiar.

Tercero.- Numerar puntos y asignar coordenadas.

Cuarto.- Identificar estos puntos físicamente en el terreno, tomando como apoyo línderos, carreteras, caminos de acceso, vías de ferrocarril, lagos, ríos, líneas eléctricas; de ser posible hacerlo con personal de topografía.

Quinto.- Hacer la medición de resistividad de acuerdo a los procedimientos marcados en la sección de ayudas del capitulo V/ II.3.2.1.

Sexto.- Hacer una tabla que incluya número de punto, coordenadas y valor de resistividad.

Séptimo.- Vaciar estos valores en el plano.

Octavo.- En gabinete, se elabora un plano de curvas de isorresistividad. Es posible desarrollar este último trabajo con ayuda de un programa de computadora (paquete Golden Software).

V/ V.2. Revestimiento anticorrosivo para líneas enterradas.

Es una barrera física entre el medio corrosivo y la superficie exterior de la tubería por recubrir, que es alojada en cepas abiertas en el terreno y posteriormente cubierta, generalmente con material propio de la excavación, o de un banco de préstamo cuando se tiene material rocoso, grava o piedras puntiagudas, según la Norma A - VII - I de Pemex Exploración y Producción.

Tradicionalmente, en campo, han llamado a este revestimiento Protección Mecánica, aunque se ha comprobado que no brinda tal protección, limitándose a proporcionar un refuerzo al recubrimiento anticorrosivo, propiamente dicho.

Se utilizan diversos sistemas de revestimientos anticorrosivos que, además, brindan ese refuerzo mecánico para prevenir daños tales como: rasgaduras, poros, agrietamientos y otras fallas, que son inevitables en las maniobras del bajado de la línea a la zanja.

Por lo tanto, las características que debe reunir el revestimiento anticorrosivo para tuberías enterradas, son las siguientes:

Aislamiento eléctrico.

Adherencia sobre las superficies metálicas en las que son aplicados.

Resistencia a los agentes corrosivos (agua, iones y gases).

Estabilidad en sus propiedades a través del tiempo.

Compatibilidad con sistemas de protección catódica.

Que se puedan aplicar sin roturas.




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Que sean resistentes a los microorganismos.

Los sistemas más usados como revestimiento anticorrosivo en líneas, dentro de Pemex Exploración y Producción son:

Sistema a base de esmalte de alquitrán de hulla:

Consta de:

Pintura primaria a base de alquitrán de hulla.

Esmalte de alquitrán de hulla.

Malla de fibra de vidrio para refuerzo del recubrimiento.

Fieltro de fibra de vidrio saturado para la protección mecánica del esmalte.

El procedimiento de aplicación se describe en la Norma 3.374.01, 2a. parte y su ampliación.

Sistemas a base de cintas plásticas de polietileno:

Consta de:

Pintura primaria a base de resinas sintéticas y hules, con un solvente volátil.

Cinta de polietileno como aislante dieléctrico, con adhesivo en una de sus caras.

Recubrimiento de papel Kratf o de compuestos asfálticos.

El procedimiento de aplicación también se describe en la Norma 3.374.01, 2a. parte y su ampliación.

Este sistema tiene uso limitado, debido a que, actualmente, no se han logrado desarrollar adhesivos que garanticen un buen comportamiento a largo plazo.

Sistema a base de polietileno extruido: Este sistema se usa para tuberías cuyo intervalo de temperatura de operación, varía de 40 a 70°C y consiste en :

Una envoltura continua de polietileno de alta densidad extruido sobre un adhesivo sellador, cuya función es evitar la entrada de humedad o algún otro agente corrosivo.

Sistema a base de polipropileno extruido: El empleo mas común de este sistema es para líneas sumergidas o enterradas que transportan fluidos en rangos de temperatura de -40 a 120°C, que consiste de:

Un recubrimiento continuo de polipropileno extruido sobre un mastique adhesivo (polímero modificado) que resiste altas temperaturas y aplicado mecánicamente para garantizar un espesor uniforme.

El procedimiento de aplicación de los dos últimos sistemas no se incluye aún en las Normas de Pemex exploración y Producción por lo cual, el proyectista debe realizar la investigación respectiva.

Para garantizar un buen resultado referente a la instalación del revestimiento anticorrosivo en una línea enterrada, se debe llevar acabo la supervisión extensiva en cada una de las etapas que conforman al sistema, cualquiera que éste sea, por lo que las etapas en supervisión son las siguientes:




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Muestreo: Se toman muestras aleatorias de los materiales que formen el sistema una por cada remesa entregada en la obra y se analizan en los laboratorios del Instituto Mexicano del Petróleo o en los que designe la dependencia responsable de Pemex Exploración y Producción.

Preparación de la superficie: Se debe verificar que la superficie de acero quede libre de humedad y totalmente limpia; las grasa y aceites deben quitarse totalmente mediante solventes apropiados a base de alquitrán de hulla o aromáticos y frotando con trapos limpios. Posteriormente se debe verificar, en caso de utilizar chorro de arena o granalla metálica, que la superficie quede a grado comercial.

Otra forma de preparación de superficie es con máquina viajera en campo donde el tubo debe quedar libre de polvos antes de aplicar el primario.

Imprimación: Como la aplicación del primario es por aspersión, brocha y con máquina viajera equipada con bandas, se debe procurar que sea uniforme el espesor de la película; se recomiendan espesores de 0.8 a 1.2 milésimas para tener buena adherencia con el esmalte, debiéndose verificar al menos a cada 100 m2 o en puntos que manifiesten problemas.

Esmaltado Para un derretimiento rápido, el esmalte debe romperse en pequeños trozos y cargarse a la caldera; iniciar el calentamiento a fuego lento hasta fundir el material del fondo y elevar temperatura hasta fundirlo totalmente. Aumentar su calentamiento hasta llegar a la temperatura de aplicación; no se debe exceder los límites de calentamiento especificados por el fabricante. Si el esmaltado se hace en planta, se aplica por derrame sobre el tubo que gira por su eje longitudinal y extendido a su espesor especificado; si se hace en la línea regular, se aplica con máquinas de alimentación continua, el espesor del esmalte debe ser de 0.03 pulgadas.

Simultáneamente con la aplicación del esmalte, la tubería se forra en forma espiral con fibra de vidrio tipo vidroflex y finalmente, la tubería se envuelve con el recubrimiento exterior tipo vidromat.

Aplicación de cinta: La cinta debe aplicarse en forma espiral con una máquina viajera que combina las operaciones de limpieza y encintado sobre la tubería. El ancho de la cinta y el traslape entre vuelta y vuelta, depende del diámetro de la tubería; en estos trabajos, no deben quedar arrugas, pliegues, espacios descubiertos ni roturas sobre el recubrimiento y debe mantenerse el traslape mínimo especificado entre vuelta y vuelta.

Extrusión: En los materiales extruidos, solamente se verificará que las especificaciones marcadas por los fabricantes se cumplan totalmente para poder garantizar su funcionamiento.

Inspección eléctrica: Antes y después de bajar la tubería a a la zanja se debe inspeccionar eléctricamente para detectar fallas y repararlas; esta misma inspección se realizará cuando los trabajos de la colocación del revestimiento anticorrosivo sea en planta. En la sección de ayudas se describe el procedimiento para usar el detector de poros, además se detallan las etapas de supervisión que se ejercerán para cada sistema de protección.

V/ V.3 Caracterización de aceros.

Como parte de las tareas de control de calidad de aceros, se realizan los trabajos necesarios para caracterizarlo mediante las pruebas que a continuación se describen:




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Prueba de tensión: Consiste en aplicar a una probeta, con dimensiones estandarizadas, una carga creciente hasta lograr su ruptura, registrando los datos de carga y deformación en una gráfica como la que se muestra en la figura 5.

Para utilización práctica de estos valores, es necesario referenciarlos a las dimensiones de la probeta antes y después del ensayo. El método A - 370 - 86A, de la American Society for Testing and Materials (ASTM), en las páginas 301, 302, 303 y 304 del volumen 01.04 de su edición 1987, estandariza las medidas de la probeta. Ver sección de ayudas.

Con las cargas y dimensiones obtenidas se define la resistencias a la tensión, punto o límite de cedencia y elongación cuya combinación de valores son característicos para un acero determinado.

a.1 Resistencia a la tensión: Se define como la carga máxima que soporta una probeta durante un ensayo de tensión, dividida entre el área inicial de la sección reducida.

(1.V/ V.3)

Donde:

RT= Resistencia a la tensión (lb/pulg2 o kg/cm2).

C2 = Carga máxima de tensión (lb o kg).

W = Area inicial de la sección reducida (pulg2 o cm2).

WC

RT 2=




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Figura 5. Diagrama esfuerzo - deformación para aceros. a.2 Punto o límite de cedencia: Se define como la carga necesaria para iniciar el comportamiento plástico en una probeta, en un ensayo a tensión dividida entre el área de la sección reducida.

(2.V/ V.3)

Donde:

L.c.= Límite de cedencia (kg/cm2 o lb/pulg2): "Yield Point"

C1 = Carga en el punto de cedencia (kg o lb).

WC

.P.Y.c.L 1==

c2

c1

D e f o r m a c i ó n

C1: Carga de cedencia.

C2: Carga máxima de tensión.

C a

r g

a




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W = Area inicial de la sección reducida (cm2 o pulg2).

a.3 Por ciento de elongación: Corresponde a la diferencia de longitud entre marcas, antes y después del ensayo, expresada en por ciento.

(3.V/ V.3)

Donde:

G = Longitud inicial entre marcas (pulg o cm).

G´= Longitud entre marcas, después del ensayo (pulg o cm).

Para mejor definición y determinación de estos parámetros ver incisos A y B del método E-6-86 y puntos 3, 5, 6 y 7 del método E-8-86, ambos de ASTM. Esta prueba de tensión se realiza en un dispositivo que recibe el nombre genérico de Máquina Universal.

Los factores que son determinantes para obtener resultados confiables durante una prueba de tensión son:

Selección de la probeta: Las probetas para tensión deben ser longitudinales al sentido de rolado o de forja, ya que cuando es transversal los valores obtenidos durante la prueba son menores. Existen especificaciones particulares que permiten probetas en ambos sentidos, pero señalan, también los valores correspondientes a cada una de ellas.

Maquinado y dimensiones de la probeta: El maquinado debe ajustarse a las tolerancias especificadas, evitando aristas o filos que son concentradores de esfuerzos y provocan fallas de material por debajo de sus límites reales.

Colocación de la probeta: Los ejes longitudinales de la probeta y el de la aplicación de carga deben ser coincidentes y las mordazas deben sujetar toda la sección no reducida de la probeta, a fin de evitar deformaciones o deslizamientos que falsean los datos o dificultan la determinación de los límites correspondientes.

Velocidad de aplicación de carga: Deben ser como máximo 100,000 psi/min pero nunca menor a 10,000 psi/min; también se puede referir al desplazamiento entre los cabezales portamordazas, en cuyo caso se distinguen tres zonas:

Inicio de carga hasta 0.5 del Y.P.: cualquier velocidad.

De 0.5 a 1.0 del Y.P.: menor a 82 milésimas de pulgada por cada pulgada de zona reducida por minuto.

Del Y.P. hasta la rotura: menor a media pulgada por cada pulgada de zona reducida por minuto.

Análisis metalográfico: Consiste en la determinación de la microestructura cristalina de un acero, que es característica para cada tipo, mediante observación microscópica a 100 aumentos de una o varias probetas representativas del acero a evaluar.

( )100x

GG´G

elongación%−

=




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b.1. Selección: Las probetas deben permitir el estudio de la microestructura en sentido normal y paralelo a la dirección de rolado o forjado; su tamaño está limitado a las dimensiones que permita el microscopio para su montaje y estudio por lo que éstas raramente sobrepasan los 3 cm.

b.2. Corte: Los aceros son materiales alotrópicos, o sea que modifican su microestructura con cambios de temperatura; por lo que el corte de la muestra debe hacerse con disco abrasivo y sólo en casos excepcionales con soplete.

b.3. Preparación: Para observar la microestructura es necesario, en primer lugar, pulir a espejo las superficies en estudio para, posteriormente, tratarlas con un reactivo que ataca selectivamente la microestructura y muestra las fases existentes.

b.4. Desbaste: Su objetivo es eliminar el rayado profundo generado en el corte, así como el material afectado por calor y/o deformado por esfuerzos mecánicos durante el corte. Se realiza debastando con lija de esmeril gruesa, lija de esmeril fina, lija de agua granos 100, 240, 400 y 600; el sentido de lijado debe ser perpendicular al rayado previo existente, pasando al grano siguiente cuando sólo se observa rayado en este sentido.

b.5. Pulido: Se utiliza una pasta de alúmina (AI2O3) o bien de polvo de diamante, que se aplica a un paño, puliendo sobre este la probeta hasta obtener un acabado de espejo en el que no se deben observar rayas de los pasos anteriores.

b.6. Ataque: Por medio de una solución de ácido nítrico (HN O3) en alcohol, se ataca selectivamente la microestructura para contrastar al microscopio las fases existentes. Esta solución se denomina NITAL y se usa al 3 ó 5% de concentración, variando el tiempo de ataque entre 3 y 10 segundos, dependiendo del contraste deseado.

b.7. Observación microscópica: Se utiliza un microscopio para cuerpos opacos o metalúrgico en los que el haz de iluminación se hace incidir sobre el objeto para ser reflejado por éste hacia el ocular, siendo suficiente 100 aumentos para la generalidad de las observaciones. Las características a observar son:

Estructuras cristalinas presentes: En aceros normalizados sólo deben existir ferrita y perlita. La presencia de martensita, austenita y estructuras bainíticas o dendríticas, indicarán aceros especiales, tratamientos térmicos o exposición a altas temperaturas como es el caso de soldaduras.

Cantidad relativa: La cantidad de perlita indica el carbono presente en proporción directa. Estructuras totalmente martensíticas o austeníticas corresponden a aceros especiales (aleación Cr-Ni) o bien, a tratamientos térmicos; por otro lado, pequeñas cantidades de éstas y/o de bainitas o dendritas son señal de que el material estuvo expuesto a calentamientos intensos no controlados.

Tamaño y forma del grano: Granos alargados y con número de tamaño de grano 8-ASTM o menor, corresponden a aceros para uso general con propiedades mecánicas mediante a pobres, en cambio un tamaño de grano número 9-ASTM o mayor y granos equiaxiales son características de aceros microaleados que conjuntan altas propiedades mecánicas con una excelente soldabilidad como es el caso para un API-5L ó A-285-C. En la sección de ayudas se muestran patrones de la microestructura de distintos aceros y las clasificaciones ASTM para determinación del tamaño de grano.




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V/ VI. Apéndice.

V/ VI.1. Lista de símbolos.

Pilotes

Rectificador

Poste tipo R

Poste tipo RA

Caseta de concreto

Anodo de grafito

Anodo de sacrificio

Subestación eléctrica.

Poste de luz

Cable conductor

Línea eléctrica A.T.

Puntas de prueba.

Junta aislante

Puenteo eléctrico entre ductos

Tablaestacado

Vía férrea

Carretera

Placa de señalamiento

Válvula de seccionamiento

Electrodos de Cu/CuSO4

CIS040

Resaltado




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Resistencia derivadora (Shunt)

Anodo de brazalete

Electrodo de Ag/AgCI

HCI: Acido clorhídrico H2S: Acido sulfhídrico

H2SO4: Acido sulfúrico H2O: Agua NH3: Amoniaco

ö: Angulo de la tapa NaAsO2: Arseniato de sodio

Ca(HCO3)2 Bicarbonato de calcio Cl2: Cloro

CaCl2: Cloruro de calcio NaCl: Cloruro de sodio

R3NH+: Compuesto no corrosivo, producto de la reacción neutralizante del inhibidor con ácido carbónico, iones H+.

i: Corriente de corrosión. Cr: Cromo

K2Cr2O7: Dicromato de potasio E.P.H.: Espesor de película húmeda E.P.S.: Espesor de película seca

K[[Fe(CN)6]] Ferrocianuro de potasio CH2O: Formaldehído

°C: Grados centígrados °F: Grados farenheit

N2H4: Hidrazina Na6(PO3)2: Hexametafosfato de sodio NaOH: Hidróxido de sodio

H.R.: Humedad relativa (%) R3N: Inhibidor de tipo amínico con radical de tres carbonos.

H+: Iones hidrógeno OH-: Iones hidróxilo

SiO =3: Ión silicato S=: Ión sulfuro

psi: Libras por pulgada cuadrada C: Limpieza con chorro de abrasivo, acabado comercial D: Limpieza con chorro de abrasivo a metal blanco

Mn: Manganeso NaPO3: Metafosfato de sodio

M: Metal MP: Método de prueba

MPY: Milésimas de pulgadas por año (pérdida de material)




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mm/año: Milímetros por año (pérdida de material) Ni: Níquel

NaNO2: Nitrito de sodio N2: Nitrógeno

Na3PO4: Ortofosfato de sodio. O2: Oxígeno

KMnO4: Permanganato de potasio. γγ: Peso específico del metal [ ] ]

V. Por ciento de volátiles de producto a: Por ciento de adelgazador agregado E: Potencial [volts]

pH: Potencial de hidrógeno Pvt1: Presión de vapor del agua pura a la temperatura t1 [mmHg]

RP: Recubrimiento primario RA: Recubrimiento de acabado RE: Recubrimiento especial

Na2SiO3: Silicato de sodio Na2SO4: Sulfato de sodio Na2SO3: Sulfito de sodio

FeS2: Sulfato de fierro (Pirita) S: Superficie expuesta al agente corrosivo [mm2]

th: Temperatura de bulbo húmedo ts: Temperatura de bulbo seco

Gt1: Tensión acuosa = presión parcial del vapor de agua en cualquier solución acuosa a la temperatura t1 [mmHg]

t: Tiempo de exposición al agente corrosivo [años] As2O3: Trióxido de arsénico

∆∆W: Variación neta de peso en el cupón de observación (g) Vc: Velocidad de pérdida de peso del metal Zn: Zinc

V/ VI.2. Bibliografía.

Anodos Galvánicos para Aplicaciones Marinas: Grupo Pechiney, Catálogo.

Aqueous Environmental Chemistry of Metals: Ann Arbor Science Publishers Inc.

Basic Course for Inhibitors: Editorial Nace.

Cathodic Protection: J.H. Morgan; Macmilla Co. New York.

Cathodic Protection: Lindsag M. Applegate; McGraw Hill Book Co.

Ciencia de los Materiales para Ingeniería: Carl. A. Keyser; Editorial Limusa.

Cintas para Protección Anticorrosiva en Tuberías: Polimex, Catálogo.

Control of Pipeline Corrosión: A.W. Peabody; Editorial Nace, 1967.

3mmg




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Control of Internal Corrosion in Steel Pipelines and Piping Systems: Editorial Nace.

Control de Corrosión Interna en Tuberías de Acero y Sistemas de Tuberías: Editorial Nace.

Control de corrosión en Tuberías: Editorial Nace.

Corrosion and Corrosion Control: Herbert H. Uhling; 2ª . Edición, Editorial Wiley and Sons Inc.

Corrosion Measurement,Short Course: A.J. Freedman, A. Dranniecks and B. Ostroesky. Hidrocarbon Processing, 1975.

Corrosion Instruments for Corrosion Engineers. Mc. Miller Co. Inc.

Corrosion Causes and Prevention: Franck N. Speller; McGraw Hill Book Co., 1978, USA.

Corrosion Engineering: Fontana y Greene; McGraw Hill Book Co., 1978, USA.

Corrosion Inhibitors: C.Nathan; Editorial Nace, 1982.

Corrosion Inhibitor Squeeze Technique: Kerrer, Hanson and Aime; Humble Oil Refining Co. Houston, Tex, 1978.

Corrosion I y II: L. Fhreir.

Corrosion y Protección Catódica: Tecnología Galvánica, Catálogo.

Chemical Engineers Handbook: John H. Perry: McGraw Hill Book Co.

Defectos de las Capas de Pintura, Causas y Remedios: Editorial Baume.

Electroquímica, Parte I y II: Enrique Villareal; Editorial Edicol.

Equipo de Sandblast: Editorial Clemco, Catálogo.

Especificaciones de Material y Equipo para Protección Catódica: Editorial Harco, Catálogo.

Evaluation of Corrosion Monitoring Methods in Oil Field Systems: E.L. Cole.

Examenes Físicos, Químicos, Pinturas, Barnices, Lacas y Colores: Laboratorio Garner.

Good Painting Practice.S.P.M. Vol. I y II: Joseph Bigos; 1978, Painting Council.

Handbook of Paint Testing Laboratory Instruments: Paul N. Gardner; Company, Inc.

How to Control Corrosion in Sour Gas Pipelines: Dr. Fincher James W. Ward.

Industrial Maintenance Painting: Paul E.Weaver, Clementina LTD.

Ingeniería Electroquímica: C.L. Mantell; Editorial Reverte, 1984.

Inhibitors for Corrosion Control: John D. Stone; Petroleum Industry Chemicals, Baroid Division.

Introduction to Metallic Corrosion: Ulick R. Evans; Editorial Eduard Arnold LTD, 1974.

Introducción a la Metarlugía Física: H.S. Avner; Edición en español, 1975.

Limpieza y Mantenimiento Industrial, Productos y especialidades: Wyandotte; Catálogo.




PEMEX SPCO GIP


Manual de Ingeniero Químico: Robert Perry, Cecil Chilton; 5ª . Edición. Editorial McGraw Hill Books, 1980.

Materiales y Equipo para Protección Catódica: Laminadora Fotozinc, Catálogo.

Modern Electrochemistry: John Bockris and Amulya K.N. Reddy, 1984.

Organic Coatings in Theory and Practice: A.V. Blom, Elserier Publishing, Co.

Pipeline Corrosion and Cathodic Protection: Marshall E. Parker, 1982.

Preparation of Metals for Painting: Spring; Editorial Reinhold, 1ª . Edición, 1978.

Principles and Aplications of Electrochemistry: W.A. Kdehler. Wiley and Sons, 1984.

Protección Catódica de Estructuras Metálicas: Publicaciones Nace.

Protective Coatings for Metals: R.M. Burns and W.W. Bradley; Reinhold Publishing, Co.

Recubrimientos Anticorrosivos: Amercoat, Catálogo; Glidden, Catálogo; Carboline, Catálogo.

Revestimientos de Alquitran de Hulla para Tuberías: Protexa; Catálogo.

Sistemas Especiales para recubrimientos de Tuberías: Raychem; Catálogo.

Tabla 3 (V/ VI.3) Relación de normas de Pemex Exploración y producción de aplicación

en el área de ingeniería de corrosión

Anterior Actual Descripción 2.132.01 2.411.01 Sistemas de Protección Anticorrosiva. 2.135.01 2.413.01 Sistemas de Protección Catódica. 2.374.04 Sistemas de Tuberías de Transporte de Petróleo. 3.132.01 3.411.01 Preparación de Superficies. Aplicación e Inspección de Recubrimientos para

Protección Anticorrosiva. 3.134.01 3.403.01 Colores y Letreros en Instalaciones Petroleras. 3.135.01 3.413.01 Instalación de Sistemas para Protección Catódica. 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petróleo para Tubería. 4.132.01 4.411.01 Recubrimientos para Protección Anticorrosiva, Requisitos de Calidad. 5.132.01 4.411.01 Recubrimientos para Protección Anticorrosiva, Muestreo y Pruebas.

Mayo /1990




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Ayudas C O N T E N I D O

Número V/ II. Protección catódica. ........................................

V/ II.3 Diseño para líneas enterradas. ..........................

Recorrido del derecho de vía y perfil de resistividades. ...... V/ II.3.2.1.1

Comprobación de aislamientos (figura). .............................. V/ II.3.2.1.2a

Métodos para comprobación de aislamientos. .................... V/ II.3.2.1.2b

Conexiones para la determinación de resistividades con vibroground. .........................................................................

V/ II.3.2.1.3a

Método Wenner usando vibrograund. ................................. V/ II.3.2.1.3b

Conexiones para la determinación de resistividades con multicombinado B3. .............................................................

V/ II.3.2.1.4a

Método Wenner usando multicombinado B3. ..................... V/ II.3.2.1.4b

Diagrama de conexiones para prueba de requerimiento de corriente. .............................................................................

V/ II.3.2.1.5

Registro para prueba de corriente. ...................................... V/ II.3.2.1.6

Registro para prueba de corriente y atenuación de potencial. ..............................................................................

V/ II.3.2.1.7

Medición de potenciales. ..................................................... V/ II.3.2.1.8

Características de materiales usados para lechos anódicos. .............................................................................

V/ II.3.2.2.1

Capacidad de rectificadores de corriente. ........................... V/ II.3.2.2.2

Especificaciones comerciales de rectificadores. .................. V/ II.3.2.2.3

Especificaciones comerciales de transformadores. ............. V/ II.3.2.2.4

Factores de ajuste de agrupamiento de ánodos. ................ V/ II.3.2.2.5

Relación de planos tipo. ....................................................... V/ II.3.2.3.1

Relación de normas. ............................................................ V/ II.3.2.3.2

Formato para concepto y volumenes de obra. ................... V/ II.3.2.3.3

Formato para programa de obra. ........................................ V/ II.3.2.3.4

Formato para utilización de equipo. ................................... . V/ II.3.2.3.5

V/ II.4 Diseño para líneas sumergidas. ........................

Método Soil Box. .................................................................. V/ II.4.2.1

V/ II.5 Diseño para tanques de almacenamiento. ........

Orientación de ánodos en fondo de tanques. ...................... V/ II.5.2.2.1

Instalación de ánodos en el fondo de tanques. ................... V/ II.5.2.2.2

V/ II.6 Diseño para estructuras especiales. ..................




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Diagrama de conexiones para prueba de corriente de estructuras sumergidas en agua de mar. ............................

V/ II.6.2.1.1

Lecho remoto. ..................................................................... V/ II.6.2.1.2

V/ III. Recubrimientos anticorrosivos. .....................

V/ III.1 Determinación del agente corrosivo. .................

Determinación de humedad relativa y punto de rocio. ........ V/ III.1.1.1

V/ III.2 Selección del sistema. .......................................

Información para diseño de recubrimientos. ........................ V/ III.2.1

Solventes más usados en preparación de superficies. ....... V/ III.2.2.1

Mezclas alcalinas. ................................................................ V/ III.2.2.2

Mezclas ácidas. ................................................................... V/ III.2.2.3

Sistemas recomendados en interior de tanques de almacenamiento . ................................................................

V/ III.2.3.1

Continuación. ....................................................................... V/ III.2.3.2



Sistemas recomendados para estructuras diversas. .......... V/ III.2.3.5


V/ III.4 Métodos experimentales. ...................................

Evaluación de propiedades físicas y químicas. ................... V/ III.4.1.1

Formato para la evaluación de sistemas de recubrimientos. V/ III.4.2.1

V/ III.5 Comportamiento del recubrimiento en campo. .

Formato para evaluación de sistemas de recubrimientos en campo. ............................................................................

V/ III.5.1.1

V/ III.6 Control de calidad. .............................................

Forma LRA-01 para control de muestras. ............................ V/ III.6.1.1

Etiqueta para identificación de muestras. ........................... V/ III.6.1.2

Formatos oficiales para reporte de muestras analizadas por el laboratorio. .................................................................

RP-2 S/N

RP-3 S/N

RP-4A S/N

RP-4B S/N

RP-5A S/N

RP-5B S/N

RP-6 S/N




PEMEX SPCO GIP


RP-7 S/N

RP-8 S/N

RP-9 S/N

RP-10 S/N

RA-20 S/N

RA-21 S/N

RA-22 S/N

RA-23 S/N

RA-25 S/N

RA-26 S/N

RA-27 S/N

RA-28 S/N

RA-29 S/N

V/ IV. Inhibidores de corrosión. ................................

V/ IV.2 Diagnostico en corrosión interna. ......................

Detalles de aislamiento en un testigo. ................................. V/ IV.2.2.1

Colocación de testigos en tuberías. .................................... V/ IV.2.2.2

Peso especifico de aleaciones comunes. ............................ V/ IV.2.2.3

Continuación. ....................................................................... V/ IV.2.2.4

V/ IV.3 Selección y dosificación. ....................................

Inhibidores de corrosión comerciales. ................................. V/ IV.3.1.1

V/ V. Tareas diversas de ingeniería de corrosión. .

V/ V.2 Revestimiento anticorrosivo para líneas enterradas. ........................................................

Instructivo para el uso del detector de poros. ...................... V/ V.2.1

V/ V.3 Caracterización de aceros. ................................

Probetas rectangulares para pruebas de tensión. ............... V/ V.3.1

Escala estándar para muestras en pruebas de tensión. ..... V/ V.3.2

Probetas de fierro fundido para pruebas de tensión. ........... V/ V.3.3

Tamaños de grano comunes para acero al carbón. ............ V/ V.3.4

Continuación. ....................................................................... V/ V.3.5

Número nominal de grano por unidad de superficie. .......... V/ V.3.6

Análisis metalográfico. ........................................................ V/ V.3.7




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Tabla No. 5 (V/ II.3.2.1.)

Registro de campo Recorrido del derecho de vía y perfil de resistividades

PROYECTO:

DESCRIPCION:

KM R OHM-CM

OBSERVACIONES GRAFICA DEL PERFIL DE RESISTIVIDADES

R E S I S T I V I D A D

K O H M C M

I

L

O

M

E

T

R

O

DONDE: R: Resistividad del terreno

KM: Kilometraje de la línea.

NOTAS: 1. Este Reporte Se Elaborará En Libreta De Tránsito (De Las Utilizadas En Levantamientos Topográficos). 2. Las Escalas De La Gráfica Se Seleccionarán De Acuerdo A Las Necesidades De Cada Proyecto.




PEMEX SPCO GIP


Roldanas de micarta

Espárrago

Multimetro

+

MMI

A B

Buje de

plástico

Figura 6. (V/ II.3.2.1.2A.) Comprobación de aislamientos

V/ II.2.2.1.2b. Trabajos de campo.

Ayudas

Comprobación de aislamientos eléctricos.

Para protección catódica en tuberías, es necesario colocar juntas aislantes en los extremos de la línea en cuestión; los aislamientos eléctricos son fahbricados en diferentes materiales, tales como Micarta, Neopreno y plásticos no conductores.

Para comprobar los aislamientos eléctricos se usan los siguientes métodos:

1. Continuidad eléctrica.

Primero.- Generalmente, las mediciones de este tipo se realizan en las bridas ya que en estos puntos es donde más posibilidades existen para que ocurran los aterrizamientos de corriente, aunque también se deben revisar mochetas y otros elementos que pudieran afectar.

Segundo.- Lo único que definirá si se encuentran o no aisladas las secciones, será verificando si existe paso de corriente entre las bridas utilizando el multímetro en la escala R x 1.

Tercero.- Por último, se debe definir cual es la causa del paso de la corriente de acuerdo a las posibilidades siguientes:

a. Que los bujes de plástico estén rotos y los espárragos estén conectados a las bridas.

CIS040

Resaltado




PEMEX SPCO GIP


b. Que las roldanas de micarta estén rotas y las tuercas de la brida también hagan contacto.

c. Que la junta de micarta, al centro de la brida, esté también rota.

d. Que los apoyos de las tuberías en mochetas no tengan placas de neopreno.

2. Diferencia de potenciales.

Este método consiste en tomar lecturas de potencial antes y después de cada válvula de seccionamiento; para este procedimiento se utilizan un multicombinado, un multímetro y una celda de cobre - sulfato de cobre; los pasos a seguir son los siguientes:

Primero.- La primera lectura se debe realizar en el punto donde la tubería salga a la superficie, dado que en ese punto existe la posibilidad de que tenga potencial de protección; la celda de sulfato de cobre debe alojarse en el terreno natural para una correcta medición.

Segundo.- La segunda lectura se realiza en el otro extremo de la brida, procurando que la celda de cobre, guarde las mismas condiciones que para la lectura anterior.

Tercero.- Al comparar las lecturas tomadas se definirá si la línea está o no aislada, bajo las siguientes consideraciones:

a. Si la diferencia de potenciales tomados no existe o es muy pequeña, entonces la línea no está aislada.

b. Si el potencial en el primer punto es de protección (-0.85) o cercano y en el segundo es el potencial natural de tubo, entonces la línea está aislada.

3. Inducción de potencial.

Se inyecta corriente directa en un extremo de la junta aislante, verificando los cambios potenciales provocados, tanto en el punto en el que se inyecta corriente como en el supuestamente aislado. Se emplea una fuente de corriente directa, un lecho anódico provisional, dos voltímetros de alta resistencia y dos celdas de referencia de cobre/sulfato de cobre.

Primero.- Se habilita un dispositivo provisional para inyectar corriente en un extremo de la unión aislante.

Segundo.- Se toman potenciales tubo - suelo en ambos extremos de la unión aislante.

Tercero.- Se inyecta corriente con el dispositivo preparado en el primer paso; se toman potenciales en ambos extremos de la unión aislante, pudiéndose tener los siguientes casos:

• No cambia el potencial al inyectar corriente: se requiere aplicar más corriente.

• El potencial en ambos extremos de la junta se incrementa: indica falla de la junta. El potencial se incrementa en el lado de inyección de corriente y se mantiene sin cambio en el otro extremo: funcionamiento eficiente de la junta.

CIS040

Resaltado




PEMEX SPCO GIP


3 3

S S S

C2C1

P1 P2

22

1

1. Medidor de resistencia eléctrica de suelos 2. Cable de cobre AWG No. 14 ó 16 3. Electrodos de varilla cobrizada

Figura 7. (V/ II.3.2.1.3a)

Conexiones para la determinación de resistividades por el método Wenner

V/ II.3.2.1.3b. Trabajos y pruebas de campo.

Ayudas

Determinación de resistividades por el método Wenner con medidor de resistencia de suelos, tipo vibroground.

Procedimiento de operación.

1. Clavar las 4 agujas en línea recta dentro del suelo al espaciamiento deseado.

2. Conectar los bornes C a las agujas de los extremos y los bornes P a las agujas del centro, según la figura respectiva.

3. Coloque el interruptor de rango en la posición "X 100 K", la carátula en 10 y jale la perilla de sensibilidad a la posición "low", si el indicador del medidor se mueve hacia la derecha, baje a través de los rangos hasta que el indicador se mueva a la izquierda; suba el rango y equilibre la carátula.

CIS040

Resaltado




PEMEX SPCO GIP


4. Empuje la perilla de sensibilidad a la posición "high" y afine el balance.

5. Obtenga la resistencia en ohms multiplicando la lectura indicada en la carátula por el ajuste del interruptor de rango.

6. Calcule la resistividad ρen ohms - cm según:

ρ = 6.28 x (S) x (R); s en cm

ρ = 191.5 x (S) x (R); s en cft

Donde:

ñ = Resistividad promedio del sueldo a una profundidad igual al espaciamiento de las agujas (Ohms-cm).

S = Separación o espaciamiento de las agujas (cm) o (pie).

R = Medición de la resistencia del suelo (Ohms).

(Ver figura 8, V/ II.3.2.1.4a.)

V/ II.3.2.1.4b. Trabajos y pruebas de campo.

Ayudas

Determinación de resistividades por el método Wenner con multicombinado Tipo B3-A1.


1. Clavar los cuatro electrodos en línea recta al espaciamiento deseado.

2. Conectar los bornes del medidor izquierdo a los electrodos externos, intercalando en este circuito, una batería externa de 12 Volts.

3. Conectar los bornes del medidor derecho a los electrodos centrales.

4. Con ayuda del circuito derivador (Bias), equilibrar el potencial natural del suelo a un valor nulo.

5. Inyectar corriente al circuito, conectando el medidor izquierdo y medir su valor en la carátula izquierda (I).

6. En la carátula derecha, medir el valor de potencial registrado (V).

7. Determinar la resistencia R con:

8. Determinar la resistividad con:

p = 6.28 (S) (R); S en cm

p = 191.5 (S) (R); S en pies

IV

R =

CIS040

Resaltado




PEMEX SPCO GIP


Donde:

p = Resistividad (Ohms-cm).

S = Separación de electrodos

R = Resistencia del circuito (Ohm).

1. MULTICOMBINADO MODELO B3 - A1 2. CABLE DE COBRE AWG NO. 14 Ó 16 3. ELECTRODOS DE VARILLA COBRIZADA 4. BATERÍA EXTERNA 5. CIRCUITO DERIVADO (BIAS)

FIGURA 8. (V/ II.3.2.1.4A) CONEXIONES PARA LA DETERMINACIÓN DE RESISTIVIDADES

POR EL MÉTODO WENNER

S S S

I

5

22

4+ -

+- - +

3 3

CIS040

Resaltado




PEMEX SPCO GIP


1. DISPOSITIVO ANÓDICO 2. FUENTE DE CORRIENTE DIRECTA 3. INTERRUPTOR 4. REÓSTATO 5. MULTICOMBINADO B3 - A1 6. RESISTENCIA CALIBRADA (SHUNT) 7. INTERRUPTOR DE CORRIENTE (PARA CICLOS) 8. CELDAS DE CU/CU SO4 9. VOLTÍMETRO DIGITAL 10. TUBERÍA A PROTEGER

FIGURA 9. (V/ II.3.2.1.5)

DIAGRAMA PARA PRUEBAS DE REQUERIMIENTO DE CORRIENTE EN TUBERÍAS ENTERRADAS

8

V

9

+-

Punto de remoto Punto de drenaje

9

V

8

+-

10

64

2

1

+ -

3

5 7

CIS040

Resaltado




PEMEX SPCO GIP


TABLA NO. 4 (V/ II.3.2.1.6)

REGISTRO DE CAMPO PRUEBA DE CORRIENTE

PROYECTO:

DESCRIPCION:

POLARIZACION

GRAFICA DE POTENCIALES

P O T E N C I A L

T U B O S U E L O

T

I

E

M

P

O

VOLT TAPS

I PRUEBA

POT T - S

HORA

DONDE:

VOLT TAPS: VOLTAJE DE LOS TAPS

I: CORRIENTE DE PRUEBA.

POT T - S: POTENCIAL TUBO - SUELO

NOTAS:

1. ESTE REPORTE SE ELABORARÁ EN LIBRETA DE TRÁNSITO (DE LAS UTILIZADAS EN LEVANTAMIENTOS

TOPOGRÁFICOS).

2. LAS ESCALAS DE LA GRÁFICA SE SELECCIONARÁN DE ACUERDO A LAS NECESIDADES DE CADA PROYECTO.




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TABLA NO. 5 (V/ II.3.2.1.7)

REGISTRO DE CAMPO PRUEBA DE CORRIENTE Y ATENUACIÓN DE POTENCIAL

PROYECTO:

DESCRIPCION:

KM HORA POT T - S

OBSERVACIONES GRAFICA ATENUACION DE POTENCIAL

P O T E N C I A L

K T U B O - S U E L O

I

L

O

M

E

T

R

O

Donde: POT T - S: Potencial Tubo - Suelo Km: Kilometraje de la línea. Notas: 1. Este reporte se elaborará en libreta de tránsito (de las utilizadas en levantamientos topográficos). 2. Las escalas de la gráfica se seleccionarán de acuerdo a las necesidades de cada proyecto.




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MulticombinadoPoste de señalamiento

Electrodo de Cu / Cu SO4

Tubería Tubería

Punta de prueba

Multicombinado

+ - + -

Anodo

Procedimiento:

Primero.- Las mediciones se toman desde el origen hasta la terminación de la línea y el espaciamiento será determinado por el diseñador o responsable de la brigada de campo.

Segundo.- El borde positivo del aparato de medición, se conecta al electrodo de cobre sulfato de cobre y el negativo a la punta de medición, ya sea del poste o de la punta descubierta.

Tercero.- Asegurar el buen contacto electrodo - tierra, enterrando éste en un agujero hecho con un objeto punzocortante y humedece con agua el área donde hará contacto el electrodo.

Cuarto.- Procurar que el electrodo quede por encima del ducto enterrado; en caso de no estarlo, colocarlo a un lado.

Quinto.-Cuando el ducto tiene poste de señalamiento, limpiar perfectamente la la punta que sobresale del poste.

Sexto.-en caso de no existir poste de señalamiento, se debe retirar parte del recubrimiento mecánico en un cuadro de 10 x 10 cm y limpiar con lima el área.

Séptimo.-para efectuar la medición, debe soldarse una punta de cable con soldadura por aluminotermia y cubrirla posteriormente con servicemento o esmalte.

FIGURA 10. (V/ II.3.2.1.8) MEDICIÓN DE POTENCIALES

CIS040

Resaltado




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TABLA NO. 6 (V/ 3.2.2.1)

CARACTERÍSTICAS GENERALES DE MATERIALES USADOS PARA LECHOS ÁNODICOS

ANODOS PARA CORRIENTE IMPRESA

MATERIAL GRAVEDAD

ESPECIFICA CONSUMO

KG/A AÑO

FACTO DE

UTILIZACIÓN %

DRENADO DE

CORRIENTE A/M2

APLICACIONES

GRAFITO 1.76 0.1 A 2.2 70 10.7 SUELOS Y AGUA DULCE

FE - SI 7 8.3* 50 10.7 SUELOS Y AGUA DULCE

FE - SI - CR 7 0.42* 50 10.7 SUELOS, AGUA DULCE Y DE

MAR

MAGNETICA 3.4 0.005 A 0.08 50 90 - 100 SUELOS, AGUA DULCE Y DE

MAR

PB - AG (2%) 11.4 0.013 A

0.025 70 160 - 214 AGUA DE MAR

PT** 21.4 0.003 A

0.006 540 - 3200 AGUA DE MAR

* EN AGUA DE MAR

** SE USA SOBRE TITANIO, NIOBIO O TANTALIO

ANODOS DE SACRIFICIO

MATERIAL GRAV. ESP.

E %

CONSUMO KG/A AÑO

FDU %

CAPACIDAD

ELECTROQUÍMICA AH/KG

PCA (V) APLICACIONES

AI - HG 2.7 50 - 95* 3.15 80 A

90 2800 - 1.0 A

- 1.05 AGUA DE MAR

AI - IN 2.7 50 - 95* 3.60 80 A

90 2400 - 1.05 A - 1.10

AGUA DE MAR Y

LODOS SALINOS

MG 1.94 50 3.94 85 2202 - 1.55 SUELOS

MG** 1.94 50 3.94 85 2202 - 1.80 SUELOS RESISTIVOS

ZN 7 90 10.66 85 819 - 1.1 SUELOS, AGUA DULCE

Y SALADA

* DEPENDE DE LA TEMPERATURA DE TRABAJO.

** ALEACIÓN DE ALTO POTENCIAL

E: EFICIENCIA; FDU: FACTOR DE UTILIZACIÓN; PCA: POTENCIAL DE CIRCUITO ABIERTO.

Nota: Para diseño se deben usar los datos específicos del ánodo o aleación seleccionada, y en las condiciones del proyecto.




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TABLA NO. 7 (V/ II.3.2.2.2) CAPACIDAD DE RECTIFICADORES DE CORRIENTE

ENFRIADOS POR AIRE O POR ACEITE

VOLTS AMPERES

120 75

140 70

100 100

100 120

100 150

150 128

200 200

Nota: Las capacidades mostradas son las estandarizadas para sistemas de protección catódica en líneas enterradas pero no deben considerarse limitativas para ningún diseño. V/ II.3.2.2.3 Análisis de gabinete.

Especificaciones comerciales de rectificadores

Ayudas

Capacidad______volts_______amperes C.D.____

1. Rectificador monofásico de corriente alterna, enfriado por aire, alimentado con 125/220 volts, 60 ciclos a través de un interruptor termomagnético QU - 270 con foco piloto indicador de su funcionamiento, zapata adecuada para su conexión a tierra. La capacidad del aparato en corriente continua es de ______volts_______amperes.

2. Puente rectificador de onda completa , formado por cuatro diodos de silicio marca Semikron conectados en puente para operar con un incremento de temperatura no mayor de 60°C sobre la temperatura ambiente en el interior de gabinete (con base descubierta y libre de obstáculos). La eficiencia del rectificador es no menor de 70%.

3. El tranfoirmador está diseñado para servicios pesados con una eficiencia no menor del 90% (en vacío), construido con lámina magnética clase M - 4 de baja pérdida en watts / libra, alambre magneto sección rectangular con capacidad mínima de 1.85 amp / mm2, con doble forro de fibra de vidrio y las terminales de salida soldadas con sistema de arco eléctrico bajo una atmósfera de argón para soportar sobrecalentamientos y evitar posibles cortos circuitos o falsos contactos en las uniones.

1. Para facilitar la selección de voltaje, el rectificador está provisto de embobinado secundario con barras terminales que permiten variaciones finas de voltaje de salida de dos en dos hasta_______volts y variaciones gruesas de voltaje de salida de diez en diez hasta_____ volts, lo que permite obtener a la salida del rectificador el voltaje deseado, con tolerancias en selección fina de más o menos 0.5 volts, y en selección gruesa más o menos 3 volts, dependiendo de las variaciones de voltaje de alimentación del rectificador. Los cables conductores de corriente alterna a los taps de control y devanados del transformador serán de una




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sección transversal no menor de 500 MCM. Especificar los calibres en el manual de mantenimiento y/o diagramas.

2. La capacidad de los aparatos indicadores de corriente y voltaje es de 25% mayor de la capacidad máxima del rectificador.

3. Los bornes de salida de corriente continua están protegidos con un fusible tipo listón adecuado a la máxima corriente del aparato.

4. El tablero de la parte del frente del gabinete que contiene las terminales de los controles fino y grueso de voltaje, está construido en celorón o baquelita (material aislante) de 1/4" y las terminales perforadas directamente sobre el tablero. El rotulado es por el proceso de impresión y recubierto con barniz epóxico transparente.

5. Todos los aparatos y dispositivos que forman el rectificador están alojados en un gabinete metálico de lámina calibre 13 AWG, soldado totalmente con sistema eléctrico y galvanizado por inmersión; el terminado es con pintura al horno en gris metálico.

6. El acceso para mantenimiento y revisión del rectificador es a través de una puerta frontal y una lateral del gabinete y preparado para cerrar con candado.

7. El montaje de los diodos se hace en disipadores de aluminio fundido o aluminio extruido, calculados para máxima disipación e independientemente para cada diodo, lo que permite sustituir éstos por directos o inversos mediante conexiones según diagramas anexos al manual de servicios.

8. Los aparatos de medición están provistos de interruptores individuales, normalmente abiertos para hacer las mediciones cuando se desee; estos interruptores evitan el trabajo continuo de los aparatos y los protegen de las sobre - tensiones.

9. El arreglo de los cuatro disipadores son sus respectivos diodos, shunt, fusible y tira de conexiones están montados en un solo conjunto fijado por cuatro tornillos para facilidad de mantenimiento preventivo o correctivo.

10. Los tornillos para conexiones en las barras selectoras de voltaje deben ser 1/2" de diámetro, como mínimo.

Pruebas.

El fabricante debe entregar certificados de pruebas efectuadas al aparato, que son:

a. Conexiones de alambrado.

b. Medición de resistencia.

c. Pérdidas con carga y sin carga.

d. Resistencia de aislamiento.

e. Diagrama de alambrado (tres copias).

f. Manual de operación (tres copias).




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Identificación: el aparato debe contar con una placa de identificación con los siguientes datos:

a. Nombre del fabricante.

b. Capacidad de amperes C.D. y voltaje.

c. Voltaje de alimentación.

d. Marca, modelo y serie.

e. Número de diodos, modelo, serie y polaridad.

V/ II.3.2.2.4 Análisis de gabinete.

Ayudas

Especificaciones comerciales de transformadores

El transformador o subestación eléctrica tipo poste consiste de:

1. Poste de concreto octagonal C - II - 700 de 11 m de longitud y 700 kg de resistencia, especificaciones Normas CNI - 05R002 y CNI - 05E002 (MN 23 - 4).

2. Aislador 6S de susupensión tipo horquilla, norma CFE 1 - 2 H 46, de acuerdo al voltaje de la línea. El número de aisladores a instalar por conducto es el siguiente: 5 kV 13.2 kV 23 kV 34.5 kV

Lejos de costa 1 2 3 3

Cerca de costa (MN 06 - 7) 2 3 4 4

3. Clema o grapa de tensión de fierro maleable Norma CFE 12 H 70 (MN 15 - 9).

4. Ojo RE de solera de 6 X 38 mm Norma CFE 12 H 26 (MN 19 -10).

5. Cruceta C 4T canal de 102 x 2000 mm Norma CNI - 05R003 y CNI - 005R004 (MN 17 - 1).

6. Perno doble galvanizado de 16 mm de longitud Norma CNI - 05R027 (MN 20 - 3).

7. Apartarrayos autovalvular, con neutro conectado sólidamente a tierra en la fuente, especificación CFE 14 - APS; cuchilla desconectadora unipolar, especificación CFE 14 Dy listón fusible de velocidad normal, tipo universal con cabeza removible, especificación CFE 14 LF1.

8. Abrazadera 2U de Fe redondo de 16 mm con diámetro de 200 mm, dos tuercas y dos arandelas de presión Norma CFE 12 H1 (MN 01 - 2).

9. Armazón para soportar un transformador completo con todos sus herrajes de Compañía Pirámide o similar.

10. Sistema de conexión a tierra compuesto de una varilla de tierra Copperweld de 16 mm v y 3.050 mm de longitud con un conector para varilla de tierra y 10 m de alambre desnudo calibre No. 2.




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11. Grapa paralela para retenida, especificación CFE 12 H 77 (MN 19 -3).

12. Aislador 3R para retenida Norma CNI - 05R031 Y CNI - 05E006 (MN 06 - 3).

13. Guardacabo de lámina de 16 x 10 mm Norma CFE 12 H80 (MN 19 - 6).

14. Perno ancla IAP de Fe redondo galvanizado de 16 mm de diámetro y 2000 mm de longitud Norma CNI - 05R031 (MN 21 - 1).

15. Transformador de distribución de una fase, 220/127 kVA y 60 ciclos/s, especificación CFE 1.3.II (MN 55 - 79).

16. Cable de acero galvanizado para retenida; de 7.9 mm de diámetro y tensión de ruptura de 2427 kg/mm2.

17. Ancla cónica de concreto No. 01, Norma CFE 12H 7 (MN 10 - 1).

18. Arandela 2 A cuadrada, de solera de 6 x 76 x 76 con perforación de 21 mm, Norma CFE 12 H 9 (MN 11 - 2).

19. Aislador tipo rollo de 76 x 81, 53 - 3 NEMA, con accesorios de sujeción.

TABLA NO. 8 (V/ II.3.2.2.5) TABLA DE FACTORES DE AJUSTE PARA AGRUPAMIENTO DE ÁNODOS DE MAGNESIO

ESPACIO ENTRE ÁNODOS 1´ 3´ 5´

CANTIDAD DE ANODOS EN PARALELO FACTORES DE AJUSTE

1 1 1 1

2 0.7 0.79 0.83

3 0.55 0.66 0.70

4 0.46 0.57 0.61

5 0.39 0.50 0.55

6 0.35 0.45 0.50

7 0.32 0.41 0.47

8 0.29 0.38 0.44

9 0.28 0.37 0.42




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TABLA NO. 9 (V/ II.3.2.3.1) RELACIÓN DE PLANOS TIPO

NO. TÍTULO NO. DE PLANO

1 RECOMENDACIONES DE SISTEMAS ANTICORROSIVOS V - 001 2 CASETA PARA RECTIFICADOR, DETALLES CONSTRUCTIVOS V - 002 3 CASETA PARA RECTIFICADOR, DETALLES ELÉCTRICOS V - 003 4 INSTALACIÓN DE ÁNODOS, AISLAMIENTO Y PUENTEO V - 004 5 LECHO ANÓDICO PARA CORRIENTE IMPRESA V - 004 - 01 6 INSTALACIÓN DE AISLAMIENTOS V - 004 - 02 7 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA, DIAGRAMA INIFILAR V - 005 8 SEÑALAMIENTOS EN GENERAL V - 006 9 SEÑAL TIPO II V - 006 - 01

10 SEÑAL TIPO III V - 006 - 02 11 SEÑAL TIPO IV V - 006 - 03 12 SEÑAL TIPO V V - 006 - 04 13 SAÑAL TIPO VI V - 006 - 05 14 SEÑAL TIPO VII V - 006 - 06 15 POSTES DE CONCRETO TIPO R V - 007 - 01 16 POSTES DE CONCRETO TIPO RA V - 007 - 02 17 LECHO ÁNODICO CON ÁNODOS DE SACRIFICIO V - 007 - 03 18 INSTALACIÓN RECTIFICADORES ENFRIADORES POR AIRE V - 0081 19 INTALACIÓN RECTIFICADORES ENFRIADORES POR ACEITE V - 008 - 02 20 INTERCONEXIONES ELÉCTRICAS V - 009 21 DISPOSITIVO POR CORRIENTE IMPRESA R/C V - 010 22 DISPOSITIVO POR CORRIENTE IMPRESA C/R V - 011 C: CAMA ANÓDICA R: RECTIFICADOR

TABLA NO. 10 (V/ II.3.2.3.2)

RELACIÓN DE ESPECIFICACIÓN TÉCNICAS PEP

DESCRIPCIÓN NÚMERO DE ESPECIFICACIÓN TERRACERIAS, COMPRENDE: CIMBRAS PARA CONCRETO 3.0135.01 ACERO DE REFUERZO EN ESTRUCTURAS DE CONCRETO 3.0135.03 MUROS DALAS Y CASTILLOS, COMPRENDE: MUROS, DALAS Y CASTILLOS 3.0151.03 SISTEMAS DE IMPERMEABILIZACIÓN 3.0151.04 CELOSÍAS Y MUROS DIVISORIOS 3.0151.03 INSTALACIONES DE SISTEMAS DE CONEXIÓN A TIERRA 3.0223.01 INSTALACIONES DE SISTEMAS PARA PROTECCIÓN CATÓDICA 3.0413.01




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RELACIÓN DE NORMAS PEMEX

NÚMERO DESCRIPCIÓN

ANTERIOR ACTUAL TERRACERIAS, COMPRENDE: S/N DESMONTE 3.101.02 DESPALME 3.104.06 EXCAVACIONES P/EDIFICACIONES Y ESTRUCTURAS 3.102.02 EXCAVACIONES P/OBRAS DE DRENAJE Y PUENTES 3.102.03 RELLENOS P/EXCAVACIONES EN EDIF. Y EST. 3.104.07 RELLENOS DE EXC. OBRAS DE DRENAJE Y PUENTES 3.104.08 ELABORACIÓN, TRANSPORTE, COLOCACIÓN, COMPACTACIÓN, ACABADO Y

CURADO DE CONCRETO. 3.112.01 3.135.02 CONEXIONES MECÁNICA DE VARILLAS DE REFUERZO 3.113.02 3.135.04 CIMENTOS DE MAMPOSTERIA, COMPRENDE: PLANTILLA PARA CIMENTOS 3.240.03 MUROS DALAS Y CASTILLOS, COMPRENDE: 3.151.03 DALAS/CASTILLOS/DIAG. DE CONCRETO EN MUROS 3.240.01 MUROS TABIQUE DE BARRO, TABICÓN Y BLOQUE 3.240.02 RECUBRIMIENTO DE PISOS 3.240.04 3.153.01 CARPINTERÍA Y CERRAJERÍA 3.242.12 3.157.02 INST. SUBESTACIONES DE BAJA POT. T/POSTE 3.344.01 3.251.01 SISTEMAS DE TRANS. DE PETRÓLEO POR TUBERÍA (PARTE I Y II)

3.374.01 3.421.01




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OBRA: CONCURSO NO. __________________________ CONTRATO NO. ___________________________ HOJA NO. _____________ DE ________________

NO. ESPECIFICACIÓN Y DESCRIPCIÓN DEL

CONCEPTO UNIDAD CANTIDAD

PRECIO UNITARIO

CON NÚMERO

PRECIO UNITARIO

CON LETRA IMPORTE

EMPRESA: IMPORTE DE ESTA HOJA

NOMBRE DEL REPRESENTANTE FIRMA IMPORTE ACUMULADO

MANUAL DE PROCEDIMIENTO DE INGENIERÍA DE DISEÑO. INGENIERÍA DE CORROSIÓN

PEP


PEMEX SPCO

GIP ELABORO SUPTCIA. DE INGRIA. ELECTROMECANICA REV 0 SEP/ 1990 HOJA 91 DE 168

FORMATO PARA PROGRAMA DE OBRA CONCURSO NO.

____________________________________________ CONTRATO NO. _______________________________________ HOJA

NO. ______ DE ______

OBRA:

PEMEX EXPLORACION Y PRODUCCION

PROGRAMA Y MONTOS MENSUALES DE OBRA

MESES FASE

MONTOS MENS. (MILS.$)

MONTOS ACUM. (MILS.$)

EMPRESA:

REGISTRO SPP

REPRESENTANTE LEGAL FIRMA TEL.

PARTIDA PRESUPUESTAL ___________________________________________________________ NUMERO DE PROYECTO ____________________________________________________________ PLAZO DE EJECUCION ______________________________________________________________ FECHA DE APERTURA ______________________________________________________________ SGPC ZONA _______________________________________________________________________

MANUAL DE PROCEDIMIENTO DE INGENIERÍA DE DISEÑO. INGENIERÍA DE CORROSIÓN

PEP


PEMEX SPCO

GIP ELABORO SUPTCIA. DE INGRIA. ELECTROMECANICA REV 0 SEP/ 1990 HOJA 92 DE 168

P E T R O L E O S M E X I C A N O S Pemex Exploración y Producción

Subgerencia de concursos y precios unitarios Superintendencia general de concursos

PROGRAMA DE UTILIZACION DE EQUIPO (ANEXO "G")

CONCURSO NO. _______________________________________________

CONTRATISTA: ________________________________________________

PERIODO DE UTILIZACION PROPIETARIO

NUMERO DE

UNIDAD

NOMBRE DE LA

UNIDAD MARCA CAPACIDAD

SERIE Y

NUMERO

UBICACIÓN ACTUAL DEL _______ MES AL _________ MES

FIRMA DEL REPRESENTANTE

AUTORIZADO DEL CONTRATISTA _________________________________________________________________

FO

RM

AT

O D

E P

RO

GR

AM

A

DE

U

TILIZ

AC

ION

DE

EQ

UIP

O




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Multicombinado

El método consiste en determinar la resistencia eléctrica de un suelo con ayuda de una caja de plástico, prismática de sección rectangular y bases metálicas; las dimensiones de la caja y los puntos de medición se definen de manera que su relación entre la separación de los electrodos y el área de las placas sea unitaria o un múltiplo de diez. Se llena la caja con la sustancia en ensaye y se aplica una diferencia de potencial entre puntos de medición. Se calcula la resistencia entre los puntos de medición con la fórmula:

R = V/I Donde: R : Resistencia eléctrica [ohm] V : Diferencia de potencial [volt] I : Intensidad de corriente [A]

p = k R

Donde: P : Resistividad del material [ohm - cm] K : Constante de la caja k = f (A, L) [cm] A : Area de la sección transversal de la caja [cm2] L : Longitud entre electrodos de potencial [cm]

FIGURA 11. (V/ II.4.2.1)

Método "Soil Box"

VoltAmp

++ --

Placa metálica

Sustancia problema

Caja soil box

Placa metálica

Fuentede

poder+

-




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Notas: 1. Los ánodos de borde se orientan perimetralmente. 2. Los ánodos interiores se orientan radicalmente.

Figura 12. (V/ 5.2.2.1) Orientación de ánodos en el fondo de tanques

Anodos

Perímetro deltanque




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TUBO DE FIERRO GALVANIZADO 3/4" φφ Y CED. 40

DOBLEZ A 90° Y PLANCHADO

PLANTA

Figura 13. (V/ 5.2.2.2) Instalación de ánodos en el fondo del tanque

Doblez A 90°

Soldaduracontinua

Tubo de fierro galvanizado3/4” ∅ y Ced. 40

5 1/

2”

Fondo del tanque2”Doblez A 90°

4”

Anodo de aluminio

Tipo galvalum

Doblez a 90° y planchado

Vista Lateral




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1. DISPOSITIVO ANÓDICO

2. FUENTE DE CORRIENTE DIRECTA

3. INTERRUPTOR

4. REOSTATO

5. MULTICOMBINADO B3 - A1

6. SHUNT (RESISTENCIA

DERIVADORA)

7. INTERRUPTOR DE CORRIENTE

8. CELDA DE PLATA

9. VOLTÍMETRO DIGITAL

10. TUBERÍA A PROTEGER

Figura 14. (V/ II.6.2.1.1) Diagrama para prueba de requerimiento de corriente de

Estructuras sumergidas en agua de mar

5 7

6

3

4

V

8

9

10

1

+-

-+ 2

Lecho anódico

Pasarela de operación




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A fin de determinar a la distancia a la cual se presenta el fenómeno de lecho remoto, es necesario efectuar una prueba de atenuación de potencial según el siguiente croquis:

1. Estructura a proteger 2. Lecho ánodico temporal o definitivo 3. Rectificador de C.D. 4. Tierra remota 5. Voltimetro 6. Electrodo de referencia (Cu/CuSO4) o (Ag/AgCI) Iniciando sobre los ánodos, se realizan lecturas de potencial a cada dos o tres metros, graficando éstos valores como sigue: POTENCIAL A partir del punto en que la curva de potencial se hace

asintótica, se considera el lecho remoto.

Figura 15. Distancia mínima entre ánodo y estructura (lecho remoto)

3-+

4

U

5

2

I

Lecho remoto

Distancia




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Tabla No. 11 (V/ II.1.1.1) Determinación de humedad relativa y punto de rocio

TEMPERATURA DEL BULBO SECO (°F)

TS - TH 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100

90 91 91 92 93 93 94 94 95 95 96 96 97 -- 1

33 38 43 48 53 58 63 69 74 79 84 89 94 -- 80 83 85 87 88 89 90 90 91 91 92 92 92 --

2 30 35 41 46 51 57 62 67 72 77 82 87 93 --

74 77 78 80 81 83 84 85 86 87 88 89 90 -- 3

28 33 38 44 50 55 60 66 71 76 81 86 91 -- 65 70 72 75 75 79 80 81 82 83 84 85 86 --

4 25 30 36 42 48 53 59 64 69 74 80 85 90 --

60 60 64 68 71 73 75 77 78 79 80 82 83 84 5

21 28 34 40 45 51 57 63 68 73 78 83 89 94

48 52 59 62 65 67 70 73 75 76 77 78 79 80 6

17 25 31 37 43 49 55 61 66 72 77 82 87 93 40 46 51 57 60 63 66 68 70 72 73 75 76 77

7 13 21 28 34 41 47 53 59 64 70 75 81 86 91

30 40 45 51 55 59 62 64 66 68 70 72 73 74 8

07 18 25 32 38 45 51 57 63 68 74 79 85 90 20 34 40 45 50 54 57 60 63 65 67 68 70 71

9 00 13 22 29 36 43 49 55 61 67 72 78 83 89

10 28 32 39 45 49 53 56 58 61 63 65 67 68 10

-- 07 18 26 33 40 47 53 59 65 71 76 82 87 -- 20 25 33 40 45 49 52 55 58 60 61 64 66

11 -- 00 13 22 30 38 45 51 57 63 69 75 80 86 -- 10 19 29 35 40 45 48 52 55 57 59 61 63

12 -- -- 07 18 27 35 42 49 55 62 68 73 79 84 -- 05 13 22 30 37 41 44 47 51 54 56 58 60

13 -- -- 00 13 24 32 40 47 54 60 66 72 78 83 -- -- 08 18 25 31 37 41 45 48 51 53 55 57

14 -- -- -- 08 20 29 37 44 51 56 64 70 76 81 -- -- 03 11 20 27 32 37 42 45 47 50 53 55

15 -- -- -- 00 15 25 34 42 49 56 62 69 74 80

TS: Temperatura de bulbo seco (°F) TH: Temperatura de bulbo húmedo (°F)

HUMEDAD 75 RELATIVA 57 PUNTO DE ROCÍO




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V/ III.2.1 Selección del sistema.

Ayudas

FORMATO

INFORMACION PARA DISEÑO

LUGAR: FECHA:

IDENTIFICACION DE LA ESTRUCTURA:

CARACTERISTICAS DEL MEDIO:

HUMEDAD RELATIVA: PRECIPITACION PLUVIAL:

VIENTOS DOMINANTES: TEMPERATURAS EXTREMAS: Mín.

Máx.

RECUBRIMIENTO INTERIOR EXTERIOR

CONDICIONES DEL PRODUCTO A ALMACENAR:

TEMPERATURAS: PRESION: OTRAS:

ALTERNATIVAS DE PROTECCION:

1. RP - Con RA - / 2. RP - Con RA - / 3.

SISTEMA DE RECUBRIMIENTOS RECOMENDADO:

Nombre de la especificación

ESPECIFICACION DE LIMPIEZA DE SUPERFICIE:

De acuerdo a Norma Pemex

ESPECIFICACION DE APLICACIÓN:

RECUBRIMIENTOS ESPECIALES:

NECESIDADES DE PROTECCION CATODICA: SI NO

TIPO DE SISTEMA DE PROTECCION CATODICA:

OBSERVACIONES:




PEMEX SPCO GIP


Tabla No. 12 (V/ III.2.2.1) Solventes más usados en la preparación de superficies

Principales características de algunos solventes

Solvente Punto de flasheo

Limites explosivos

Máxima concentración permisible

Alquitrán de hulla 160 °C 0.9 A 50%

por volumen 200 ppm por 0.8 MG/L

Naftas del petróleo

Arriba de 29 °C

0.8 A 5% por volumen

500 ppm

2.0 MG/L

Solvente 38 °C 0.8 A 45% 500 ppm

2.0 MG/L

Tolueno 7 °C 1.3 A 6.8% por volumen

200 ppm

0.725 MG/L

Percloroetileno ninguno No inflamable 100 ppm

0.537 MG/L

Turpentina 43 °C 0.8 % por volumen

100 ppm

0.60 MG/L

Xileno (xilol) 26.5 °C 1.0 A 6.0% por volumen

200 ppm

0.868 MG/L

Mineral spirits (petroleum spirit)

38 °C

52 °C para HI - Flash

0.8 A 5% por volumen

500 ppm

2 MG/L

Metilisobutilcetona (mibk)

NOTA: Máxima concentración permisible para un periodo maximo de 8 horas.




PEMEX SPCO GIP


Tabla No. 13 (V/ III.3.2.2.2) Mezclas alcalinas

MEZCLA UNO

COMPONENTE ALCALINO % EN PESO

METASILICATO DE SODIO 60

SODA ASH 10

PIROFOSFATO TETRASODICO 10

PIROFOSFATO TRISODICO 10

AGENTE HUMECTANTE 10

MEZCLA DOS


SOSA CÁUSTICA 92

SODA ASH 2

FOSFATO TRISODICO 6

MEZCLA TRES


FOSFATO TRISODICO 32

PIROFOSFATO TETRASODICO 20

CARBONATO DE SODIO 26

SOSA CÁUSTICA 16

AGENTE HUMECTANTE 6




PEMEX SPCO GIP


Tabla No. 14 (V/ III.2.2.3) Mezclas ácidas

MEZCLA 1 TEMPERATURA

ACIDO FOSFÓRICO 14 % VOL.

TRITÓN M - 100 2 % VOL.

BUTIL CELLOSOLVE 26 % VOL.

AGUA 58 % VOL.

49 - 82 °C

Ó

120 - 180 °F


ACIDO SULFÚRICO 5 - 25 % PESO

AGUA 75 - 95 % PESO

60 - 82 °C

140 - 180 °F


ACIDO CLORHÍDRICO 25 - 50 % VOL < 54 °C

AGUA 50 - 75 % VOL > 130 °C


ACIDO FOSFÓRICO 15 - 40 % PESO

AGUA 85 - 60 % PESO

49 - 82 °C

120 - 180 °F


ACIDO NÍTRICO > 20% VOL.

AGUA < 80% VOL.

BAJAS

TEMPERATURAS

Tabla No. 15 (V/ III.2.3.1)




PEMEX SPCO GIP


Sistemas recomendados para interior de tanques de almacenamiento

PRIMARIO ACABADO

CONDICIONES DE EXPOSICIÓN

TIPO

DE LIMPIEZA RECUBRI-

MIENTO NO.

CAPAS

ESPESOR / CAPA (MILS)

RECUBRI-MIENTO

NO. CAPAS


OBSERVACIONES

ACEITE CÍCLICO

LIGERO D RP - 6 1 2 RA-26 2 5 *

ACEITE DE

SEPARADORES C RP - 5B 2 6 - 8 *

ACEITE

RECUPERADO C RP - 5B 2 6 - 8 *

ACETALDEHIDO D RP - 6 1 2 RA-26 2 5 *

AC. SULFÚRICO

98% (OLEUM) D NINGUNO

ACRILONITRILO D RP - 3 Ó 4 1 3

AGUA CRUDA C RP - 5B 2 6 - 8 *

AGUA

DESMINERALIZADA

Y CONDESADO

LIMPIO

D RP - 7 2 1 RA-22 2 3 *

AGUA POTABLE D RP - 6 1 2 RA-26 2 5 *

AGUA SALADA C RP - 5A Ó

B 2 6 - 8 *

AROFLEX 1 Y 2 D RP - 3 Ó 4 1 3

ASFALTO C RP - 5B 2 6 - 8 *

BENCENO D RP - 3 Ó 4 1 3

BUTANO - BUTILENO

D RP - 3 Ó 4 1 3

BUTANO - ISOBUTENO

D RP - 3 Ó 4 1 3

CARGA FCC

(CATALÍTICA) C RP - 5B 2 6 - 8 *

CARGA

REFORMADORA D RP - 6 1 2 RA-26 2 5 *

CICLO HEXANO D RP - 3 Ó 4 1 3

COMBUSTOLEO C RP - 5B 2 6 - 8 *

CONDENSADO

ACEITOSO C RP - 5B 2 6 - 8 *




PEMEX SPCO GIP


Tabla No. 16 (V/ III.2.3.2) Sistema recomendados para interior de tanques de almacenamiento

PRIMARIO ACABADO


TIPO


MIENTO NO.

CAPAS


RECUBRI-MIENTO

NO. CAPAS


OBSERVACIONES

CONTAMINADOS D RP - 3 Ó 4 1 3

CRUDO C RP - 5 2 6 - 8 *

DESULFURADOS

LIGEROS D RP - 3 Ó 4 1 3

DIÁFANO D RP - 8 1 2 RA - 23 1 5 *

DICLOROETANO D RP - 9 2 1.5 RA - 27 2 2 *

DIESEL ESP. D RP - 3 Ó 4 1 3

DIESEL NAC. D RP - 3 Ó 4 1 3

DIESEL PRIMARIO D RP - 3 Ó 4 1 3

DIETILENGLICOL D RP - 7 2 1 RA - 22 2 3 *

DILUENTES D RP - 6 1 2 RA - 26 2 5 *

ESTIRENO D RP - 3 Ó 4 1 3

ETILBENCENO D RP - 3 Ó 4 1 3

ETILENO D RP - 3 Ó 4 1 3

EXTRACTO D RP - 3 Ó 4 1 3

FENOLES D RP - 3 Ó 4 1 3

GASES AMARGOS D RP - 6 1 2 RA - 26 2 5 *

GAS LPG D RP - 3 Ó 4 1 3

GASOLINA AMARGA D RP - 6 1 2 RA - 26 2 5 *

GASOLINA

CATALÍTICA D RP - 3 Ó 4 1 3

GASOLINA

DESULFURADA D RP - 3 Ó 4 1 3

GASOLINA

ESPECIALES D RP - 3 Ó 4 1 3

GASOLINA EXTRA D RP - 3 Ó 4 1 3




PEMEX SPCO GIP


Tabla No. 17 (V/ III.2.3.3) Sistemas recomendados para cada tipo de exposición

PRIMARIO ACABADO


TIPO


MIENTO NO.

CAPAS


RECUBRI-MIENTO

NO. CAPAS


OBSERVACIONES

GASOLINAS

FINALES D RP - 3 Ó 4 1 3

GASOLINA NOVA D RP - 3 Ó 4 1 3

GASOLINA

PRIMARIA D RP - 6 1 3 RA - 26 2 5 *

GASOLINA

REFORMADA D RP - 3 Ó 4 1 3

HEXANO D RP - 3 Ó 4 1 3

SOSA AL 50% D RP - 10 1 5 RA - 29 1 6 *

INTERMEDIO 15 C RP - 5A Ó

B 2 6 - 8 *

ISOPROPANOL D RP - 3 Ó 4 1 3

KEROSINA

PRIMARIA D RP - 8 1 2 RA - 23 1 5 *

LUBRICANTES

LIGEROS Y

PESADOS D RP - 3 Ó 4 1 3

METANOL CRUDO D RP - 10 1 5 RA - 29 1 6 *

METANOL REF. D RP - 3 Ó 4 1 3

MONOETILENGLICO

L D RP - 7 2 1 RA - 22 2 3 *

NAFTA LIGERA D RP - 3 Ó 4 1 3

ORTO - XILENO D RP - 3 Ó 4 1 3

PROPANO

(TEMPERATURA

AMBIENTE) D RP - 3 Ó 4 1 3

PROPILENO D RP - 3 Ó 4 1 3

PARA -XILENO D RP - 3 Ó 4 1 3

RESIDUO

CATALÍTICO C RP - 5B 2 6 - 8 *

RESIDUO PRIMARIO C RP - 5B 2 6 - 8 *

SULFATO DE

AMONIO D RP - 6 1 3 RA - 26 2 5 *




PEMEX SPCO GIP


Tabla No. 18 (V/ III.2.3.4) Sistemas recomendados para el interior

de tanques de almacenamiento

PRIMARIO ACABADO


TIPO DE

LIMPIEZA RECUBRI-MIENTO

NO. CAPAS


RECUBRI-MIENTO

NO. CAPAS


OBSERVACIONES

TETRACLORURO DE CARBONO D RP - 9 2 1.5 RA - 27 2 2 *

TRIETILENGLICOL D RP - 7 2 1 RA - 22 2 3 *

TOLUENO D RP - 3 Ó 4 1 3

TURBOSINA FINA D RP - 8 1 2 RA - 23 1 5 *

TURBOSINA PRIMARIA D RP - 8 1 2 RA - 23 1 5 *

XILENO 5 D RP - 3 Ó 4 1 3

Observaciones:

C: Limpieza chorro de abrasivo, acabado comercial.

D: Limpieza chorro de abrasivo, acabado a metal blanco.

* Se debe verificar la continuidad eléctrica.

**En el caso de diesel nacional en condiciones de salpicaduras y brisa marina se aplicará, RP - 6 limpieza C, 2 milésima, acabado RA - 26 en dos capas de 5 milésimas cada una.

El método de aplicación es por aspersión.

Modo de empleo para el inorgánico de zinc:

Se empleará RP - 3 cuando la humedad relativa no exceda del 80%.

Se empleará RP - 4A cuando la humedad relativa esté entre 80 y 95%.

Se empleará RP - 4B cuando la humedad relativa esté entre 60 y 95%.




PEMEX SPCO GIP


Tabla No. 19 (V/ III.2.3.5) Sistemas recomendados para estructuras diversas

Primario Acabado

Condiciones de exposición

Tipo de limpieza RECUBRI-

MIENTO NO.

CAPAS


RECUBRI-MIENTO

NO. CAPAS


Observaciones

Exterior de embarcaciones fondo

C RP - 5A ó B 2 6 - 8 RE - 31

A ó B 2 2

De mínima línea de carga a traca de cinta de cubierta

D RP 3 ó 4 1 3 RA - 25 2 2 **

D RP 3 ó 4 1 3 RA - 22 2 2 **

D RP - 6 1 2 RA - 28 2 2 Cubierta

D RP - 9 2 1.5 RA - 27 2 2

D RP - 4A 1 3 RA - 25 2 2 ** D RP - 4B 1 3 RA - 28 2 2 ** Caseteria D RP - 9 2 1.5 RA - 27 2 2

D RP - 6 1 2 RA - 26 2 5 * Interior de tanque de embarcaciones D R - 10 1 5 RA - 29 1 6 *

C RE - 30A 2 1.5 *** Exposición a alta temperatura D RE - 30B 2 1.5 ****

C RP - 5A 2 6 - 8 RA - 31A 2 2 C RP - 5B 2 6 - 8 RA - 31A 2 2 C RP - 5A 2 6 - 8 RA - 31B 2 2

Zonas propicias al desarrollo de microorganismos C RP - 5B 2 6 - 8 RA - 31B 2 2 Zona de marea y oleajes A ó C RE - 32 1

100 aplic. manual

no se usa

Exterior de tambores de 200 lts.

A ó B no se usa RE - 33 1 2

Interior de tubería de gas D no se

usa RE - 34 1 2 - 2.5 *

Exterior de tuberías que operan a bajas temperaturas

D RP - 6 1 2 RA - 28 2 2 *




PEMEX SPCO GIP


Sistemas recomendados para estructuras diversas Observaciones: A: Limpieza manual. B: Limpieza química. C: Limpieza chorro de abrasivo, acabado comercial. D: Limpieza chorro de abrasivo, acabado a metal blanco. * Detectar continuidad eléctrica. ** Se antepone el enlace RP - 7. *** El RE - 30A se emplea para temperaturas entre 80 y 260 °C. **** El RE - 30B se emplea para temperaturas entre 260 y 560 °C. La aplicación de los recubrimientos se hace por aspersión si no se especifica una aplicación diferente. En exterior de embarcaciones, la prueba de adherencia se efectúara con el sistema completo.




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Tabla No. 20 (V/ III.4.1.1.) Recubrimientos anticorrosivos

evaluación de propiedades físicas y químicas

Recubrimientos

Propiedades 1 2 3 4 5 6 7 8 9 9 10 11

Retención de brillo al sol P P P E E P R MB P B

Adherencia a acero limpio MB E E E E MB B P R MB MB

Retención de flexibilidad E R R MB MB B P P R E B B

Tolerancia a preparación de sup. Deficiente

B E MB P MB P P P R MB MB

Facilidad de aplicación R B MB B E MB R R B B MB E

Resistencia al impacto E B MB E R B R B P MB MB B

Resistencia a la abrasión B MB MB E R R MB E P E E B

Resistencia a la temp. Máxima continua °C 66 93 93 399 93 149 93 93 538 82 66 82

Resistencia al agua E MB MB E P MB MB MB B MB E B

Resistencia a ácidos minerales diluidos E MB B R P B E E P MB E P

Resistencia a sales MB E E E P MB E E R MB E R

Resistencia a álcalis MB E E MB P B B B R R MB R

Acidos oxidantes E MB B R P R MB E P B B P

Alcoholes hidrocarburos E E E E B B E E B MB B B

Aromáticos y cetonicos R MB MB E P P MB MB P B P P

Intemperismo E MB MB E E E B B B MB B MB

P: Pobre R: regular B: Buena MB: Muy buena E: Excelente

1. Vinílicos 5. Alquidalicos 9. Silicón

2. Epoxi - amina 6. Acrílicos 10. Poliuretanos

3. Epoxi - poliamida 7. Fenolicos 11. Bituminosos

4. Inorgánicos 8. Poliester 12. Epoxi - ester




PEMEX SPCO GIP


Formato

Evaluación de sistemas de recubrimientos

Recubrimiento o sistema:

Agente agresivo Defecto Grado Calificación

Agua

Diluido Acidos

Concentrado

Diluida Bases

Concentrada

Destilados amargos

Destilados dulces

Ambiente seco

Ambiente húmedo

Ambiente húmedo y salino

Ambiente húmedo c / s salinidad y gases derivados del azufre

Ambiente marino

Solventes

Conclusiones:

Defectos: Grado: calificación:

1 � Caleo L � Ligero A � Pasa

2 � Ampollamiento M � Medio B � No pasa

3 � Descascaramiento E � Excesivo

4 � Cambio de calor

5 � Ablandamiento

6 � Rugosidad

7 � Agrietamiento

8 � Acocodrilamiento

Las condiciones específicas de prueba se detallan en la norma 4.111.01 "recubrimientos para protección anticorrosiva, requisitos de calidad".




PEMEX SPCO GIP


Formato Evaluación de sistemas de recubrimientos en campo

Localización

Recubrimiento o sistema

Ambiente de exposición

Tiempo que tiene operando Años

Falla o defecto Grado

Apariencia general

Fragilidad

Corrosión bajo película

Caleo

Criterio de calificación Grado de falla

1 � Ofrecen buena protección L � Ligero

2 � Ofrecen protección regular M � Moderado

3 � Requieren trabajos de mantenimiento E � Excesivo

4 � Requieren substitución total

Observaciones:

Recomendaciones:

Calificación:




PEMEX SPCO GIP


V/ III.6.1.1Calidad del recubrimiento AYUDAS Forma lra - 01 para identificacion y control de muestras

REPORTE DE CAMPO

LABORATORIO DE CONTROL DE CALIDAD PARA RECUBRIMIENTOS ANTICORROSIVOS

1.0 IDENTIFICACION DE LA MUESTRA

1.1 FECHA DE MUESTREO

1.2 IDENTIFICACION EN CAMPO

1.3 ESPECIFICACION PEMEX

1.4 DENOMINACION

1.5 NUMERO DE LOTE

1.6 COLOR

1.7 MARCA

2.0 USO ESPECIFICO DEL RECUBRIMIENTO

2.1 ESTRUCTURA QUE PROTEGERA

2.2 AMBIENTE EN QUE SE APLICARA

2.3 LIMPIEZA A LA ESTRUCTURA POR PROTEGER

3.0 ESTADO FISICO DEL RECUBRIMIENTO

3.1 PRESENTA FORMACION DE NATA

3.2 PRESENTA GRUMOS

3.3 PRESENTA SEDIMENTACION NO REINCORPORABLE

3.4 PRESENTA SEDIMENTACION REINCORPORABLE




PEMEX SPCO GIP


V/ III.6.1.2 CALIDAD DEL RECUBRIMIENTO Ayudas Etiqueta de identificacion para muestras de recubrimientos

PETROLEOS MEXICANOS EXPLORACION Y PRODUCCION

SUPERINTENDENCIA GENERAL DE GEOTECNIA

RESIDENCIA:

1. FECHA DE MUESTREO

2. IDENTIFICACION DE CAMPO

3. ESPECIFICACION PEMEX

4. DENOMINACION

5. NUMERO DE LOTE

6. COLOR

7. MARCA




PEMEX SPCO GIP


SUPERINTENDENCIA GENERAL DE GEOTECNIA LABORATORIO DE CORROSION

AZCAPOTZALCO, D.F., A _____ DE_________________DE 200____

CONTROL DE CALIDAD SOBRE RECUBRIMIENTOS ANTICORROSIVOS


1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . PRIMARIO DE CROMATO DE ZINC

1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RP - 2

1.4 IDENTIFICACION SOLICITANTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.5 IDENTIFICACION LABORATORIO . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.6 COLOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.0 ANALISIS DE LAS PROPIEDADES FISICAS

MINIMO MAXIMO RESULTADO

2.1 TIEMPO DE SECADO TACTO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 8

2.2 TIEMPO DE SECADO DURO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 24

2.3 ESTABILIDAD ENVASE CERRADO . . . . . . . . . . . . . . . . . — —

2.4 FLEXIBILIDAD (% DE ELONG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 —

2.5 ADHERENCIA (KG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 —

2.6 DENSIDAD A 25 °C (GR/CM3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.1 1.3

2.7 VISCOSIDAD COPA FORD (SEG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —

2.8 FINURA (UNIDADES HEGMAN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 —

2.9 PODER CUBRIENTE (M2/LT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 —

2.10 % DE SOLVENTE PARA DILUIR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —

3.0 COMPOSICION

3.1 CANTIDAD DE PIGMENTO % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 —

3.2 MATERIA VOLATIL % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46.92 48.28

3.3 CANTIDAD DE RESINAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19.72 21.08

4.0 RESISTENCIA A LA INMERSION EN REACTIVOS QUIMICOS

REACTIVOS OBSERVACIONES RESULTADO

4.1 AGUA DESTILADA AMBIENTE . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . 25 °C

24 HORAS

5.0 OBSERVACIONES GENERALES:

6.0 CONCLUSIONES

COORDINADOR DEL LABORATORIO JEFE DE SECCION LAB. CORROSION




PEMEX SPCO GIP






1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . PRIM. DE ZN 100% INORG. POSCURADO

1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RP - 3





2.1 TIEMPO DE SECADO TACTO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 2


2.3 ESTABILIDAD ENVASE CERRADO . . . . . . . . . . . . . . . . . — PASA

2.4 FLEXIBILIDAD (% DE ELONG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —

2.5 ADHERENCIA (KG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 —

2.6 DENSIDAD A 25 °C (GR/CM3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1 3.5

2.6.1 DENSIDAD DE LA BASE (GR/CM3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —

2.6.2 DENSIDAD DEL CATALIZADOR (GR/CM3) . . . . . . . . . . . . — —

2.7 VISCOSIDAD COPA FORD (SEG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 30

2.8 FINURA (UNIDADES HEGMAN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 3


2.10 % DE SOLVENTE PARA DILUIR. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —



3.1 AGUA DULCE . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . .

3.2 AGUA DE MAR . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . .

3.3 METIL ISOBUTIL CETONA . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . .

3.4 TOLUENO . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . .

3.5 ACETATO DE ETILO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.6 GASOLINA DULCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.7 METANOL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.8 ACIDO SULFHIDRICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .


5.0 CONCLUSIONES

COORDINADOR DEL LABORATORIO JEFE DE SECCION LAB. CORROSION




PEMEX SPCO GIP






1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . PRIM. DE ZN 100% INORG. AUTOCURANTE

1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RP - 4A BASE ACUOSA





2.1 TIEMPO DE SECADO TACTO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 2




2.5 ADHERENCIA (KG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 —

2.6 DENSIDAD A 25 °C (GR/CM3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.3 3.7

2.6.1 DENSIDAD DE LA BASE (GR/CM3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —

2.6.2 DENSIDAD DEL CATALIZADOR (GR/CM3) . . . . . . . . . . . . — —







3.1 AGUA DESTILADA. . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . .

3.2 AGUA DULCE . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . .

3.3 AGUA DE MAR . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . .

3.4 CLORURO DE SODIO . . . .. . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . .


3.6 TOLUENO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . .. . . . .

3.7 ACETATO DE ETILO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.8 GASOLINA DULCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

COORDINADOR DEL LABORATORIO JEFE DE SECCIÓN LAB. CORROSION




PEMEX SPCO GIP






1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . PRIM. DE ZN 100% INORG. AUTOCURANTE

1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RP - 4B BASE SOLVENTE





2.1 TIEMPO DE SECADO TACTO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 0.3




2.5 ADHERENCIA (KG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 —

2.6 DENSIDAD A 25 °C (GR/CM3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.5 2.8





3.0 COMPOSICION

3.1 SILICATO ORGANICO / VEHICULO . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 —

3.2 MATERIAL VOLATIL / VEHICULO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 65



4.1 AGUA DULCE . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . .

4.2 AGUA DE MAR . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . .


4.4 TOLUENO . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . .

4.5 ACETATO DE ETILO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4.6 GASOLINA DULCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4.7 METANOL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .


6.0 CONCLUSIONES





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1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ALQUITRAN DE HULLA EPOX. CAT 1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RP - 5A 1.4 IDENTIFICACION SOLICITANTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.5 IDENTIFICACION LABORATORIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.6 COLOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . .



2.1 TIEMPO DE SECADO TACTO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 4 2.2 TIEMPO DE SECADO DURO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 24 2.3 ESTABILIDAD ENVASE CERRADO . . . . . . . . . . . . . . . . . . — PASA 2.4 FLEXIBILIDAD (% DE ELONG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 — 2.5 ADHERENCIA (KG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 — 2.6 DENSIDAD A 25 °C (GR/CM

3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.6.1 DENSIDAD DE LA BASE (GR/CM

3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.4 1.6 2.6.2 DENSIDAD DEL CATALIZADOR (GR/CM

3) . . . . . . . . . . . . . . 0.9 0.95 2.7 VISCOSIDAD COPA FORD (SEG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.8 FINURA (UNIDADES HEGMAN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.9 PODER CUBRIENTE (M2/LT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.10 % DE SOLVENTE PARA DILUIR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —

3.0 COMPOSICION

3.1 % PIGMENTO EN COMP. EPOXICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 38 3.2 % SOLVENTES EN COMP. EPOXICO . . . . . . . . . . . . . . . . . — 20.5 3.3 % ALQUITRAN DE HULLA / EPOXICO . . . . . . . . . . . . . . . . 38 — 3.4 % RESINA EPOXICA / EPOXICA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 — 3.5 % SOLVENTES EN COMP. AMINICO. . . . . . . . . . . . . . . . . — 43 3.6 % RESINAS EN COMP. AMINICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 —



4.1 AGUA DESTILADA . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 4.2 AGUA DE MAR . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 4.3 CLORURO DE SODIO . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 4.4 ACIDO SULFURICO. . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 4.5 PETROLEO CRUDO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .


6.0 CONCLUSIONES





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1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ALQUITRAN DE HULLA EPOX. CAT 1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RP - 5B 1.4 IDENTIFICACION SOLICITANTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.5 IDENTIFICACION LABORATORIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.6 COLOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . .





3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.4 1.6 2.6.2 DENSIDAD DEL CATALIZADOR (GR/CM

3) . . . . . . . . . . . . . . 0.9 0.95 2.7 VISCOSIDAD COPA FORD (SEG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.8 FINURA (UNIDADES HEGMAN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.9 PODER CUBRIENTE (M2/LT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.10 % DE SOLVENTE PARA DILUIR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —

3.0 COMPOSICION

3.1 % PIGMENTO EN COMP. EPOXICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 38 3.2 % SOLVENTES EN COMP. EPOXICO . . . . . . . . . . . . . . . . . — 20.5 3.3 % RESINA ALQ. DE HULLA / EPOXICO . . . . . . . . . . . . . .. 41,5 — 3.4 % PIGMENTO EN COMP. AMINICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 3.5 % SOLVENTES EN COMP. AMINICO. . . . . . . . . . . . . . . . . — 43 3.6 % RESINAS EN COMP. AMINICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 —



4.1 AGUA DESTILADA . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 4.2 AGUA DE MAR . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 4.3 CLORURO DE SODIO . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 4.4 ACIDO SULFURICO . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 4.5 PETROLEO CRUDO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .


6.0 CONCLUSIONES





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1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . PRIMARIO EPOXICO CATALIZADO 1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RP - 6 1.4 IDENTIFICACION SOLICITANTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.5 IDENTIFICACION LABORATORIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . .



2.1 TIEMPO DE SECADO TACTO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 4

2.2 TIEMPO DE SECADO DURO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 24

2.3 ESTABILIDAD ENVASE CERRADO . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —

2.4 FLEXIBILIDAD (% DE ELONG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 —

2.5 ADHERENCIA (KG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 —

2.6 DENSIDAD A 25 °C (GR/CM3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —

2.6.1 DENSIDAD DE LA BASE (GR/CM3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.35 —

2.6.2 DENSIDAD DEL CATALIZADOR (GR/CM3) . . . . . . . . . . . . . . 0.9 —

2.7 VISCOSIDAD COPA FORD (SEG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —

2.8 FINURA (UNIDADES HEGMAN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 —

2.9 PODER CUBRIENTE (M2/LT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 —

2.10 % DE SOLVENTE PARA DILUIR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —

3.0 COMPOSICION

3.1 CANTIDAD PIGMENTO EN EPOXICO. . . . . . . . . . . . . . . . . 45 — 3.2 SOLVENTE EN COMP. EPOXICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 36.85 3.3 RESINA EN COMP. EPOXICO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18.15 — 3.4 SOLVENTE EN COMP. POLIAMIDICO. . . . . . . . . . . . . . . . — 49 3.5 RESINA EN COMP. POLIAMIDICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 —



4.1 AGUA DULCE . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 4.2 CLORURO DE SODIO . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 4.3 GASOLINA DULCE . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . .


6.0 CONCLUSIONES





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1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . PRIMARIO VINIL EPOXICO MODIFICADO 1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RP - 7 1.4 IDENTIFICACION SOLICITANTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.5 IDENTIFICACION LABORATORIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . .



2.1 TIEMPO DE SECADO TACTO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 1.5 2.2 TIEMPO DE SECADO DURO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 4 2.3 ESTABILIDAD ENVASE CERRADO . . . . . . . . . . . . . . . . . . — PASA 2.4 FLEXIBILIDAD (% DE ELONG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 — 2.5 ADHERENCIA (KG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 — 2.6 DENSIDAD A 25 °C (GR/CM

3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.12 — 2.6.1 DENSIDAD DE LA BASE (GR/CM

3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.6.2 DENSIDAD DEL CATALIZADOR (GR/CM

3). . . . . . . . . . . . . . — — 2.7 VISCOSIDAD COPA FORD (SEG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.8 FINURA (UNIDADES HEGMAN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 5 2.9 PODER CUBRIENTE (M2/LT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 — 2.10 % DE SOLVENTE PARA DILUIR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —



3.1 AGUA DESTILADA . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 3.2 AGUA DULCE . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 3.3 AGUA DE MAR . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 3.4 CLORURO DE SODIO .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 3.5 METIL ISOBUTIL CETONA . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 3.6 TOLUENO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 3.7 ACETATO DE ETILO. . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 3.8 GASOLINA DULCE . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . 3.9 GASOLINA AMARGA. . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . .. 3.10 KEROSINA DULCE . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . 3.11 KEROSINA AMARGA . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . 3.12 METANOL . . .. . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . 3.13 ACIDO SULFURICO . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.14 ACIDO SULFHIDRICO . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.15 HIPOCLORITO DE SODIO . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . .. . 3.16 SOSA CAUSTICA. . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.17 ALCOHOL ETILICO . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . 3.18 AMONIACO . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.19 TURBOSINA . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.20 HIDROXIDO DE AMONIO . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . .. . . 3.21 PETROLEO CRUDO . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.22 ACIDO CLORHIDRICO . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.23 ATM. SAT. DE H2S . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . 3.24 ACIDO NITRICO. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.25 CARBONATO DE CALCIO. . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . .





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1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . PRIM. EPOX. CATAL. PARA TURBOSINA 1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RP - 8 1.4 IDENTIFICACION SOLICITANTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.5 IDENTIFICACION LABORATORIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . .



2.1 TIEMPO DE SECADO TACTO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 1 2.2 TIEMPO DE SECADO DURO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 24 2.3 ESTABILIDAD ENVASE CERRADO . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.4 FLEXIBILIDAD (% DE ELONG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 — 2.5 ADHERENCIA (KG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 — 2.6 DENSIDAD A 25 °C (GR/CM


3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.35 — 2.6.2 DENSIDAD DEL CATALIZADOR (GR/CM

3). . . . . . . . . . . . . . 0.92 — 2.7 VISCOSIDAD COPA FORD (SEG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.8 FINURA (UNIDADES HEGMAN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 5 2.9 PODER CUBRIENTE (M2/LT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.5 — 2.10 % DE SOLVENTE PARA DILUIR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —








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1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . PRIMARIO DE HULE CLORADO 1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RP - 9 1.4 IDENTIFICACION SOLICITANTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.5 IDENTIFICACION LABORATORIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.0 ANALISIS DE LAS PROPIEDADES FISICAS

MINIMO MAXIMO RESULTADO 2.1 TIEMPO DE SECADO TACTO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 0.5 2.2 TIEMPO DE SECADO DURO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 4 2.3 ESTABILIDAD ENVASE CERRADO . . . . . . . . . . . . . . . . . . — PASA 2.4 FLEXIBILIDAD (% DE ELONG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 — 2.5 ADHERENCIA (KG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 — 2.6 DENSIDAD A 25 °C (GR/CM



3) . .. . . . . . . . . . . . . — — 2.7 VISCOSIDAD COPA FORD (SEG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.8 FINURA (UNIDADES HEGMAN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 — 2.9 PODER CUBRIENTE (M2/LT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 — 2.10 % DE SOLVENTE PARA DILUIR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 3.0 RESISTENCIA A LA INMERSION EN REACTIVOS QUIMICOS

REACTIVOS OBSERVACIONES RESULTADO 3.1 AGUA DESTILADA . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 3.2 AGUA DULCE . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 3.3 AGUA DE MAR . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 3.4 CLORURO DE SODIO .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 3.5 METIL ISOBUTIL CETONA . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 3.6 TOLUENO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 3.7 ACETATO DE ETILO. . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 3.8 GASOLINA DULCE . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . 3.9 GASOLINA AMARGA. . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . .. 3.10 KEROSINA DULCE . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . 3.11 KEROSINA AMARGA . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . 3.12 METANOL . . .. . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . 3.13 ACIDO SULFURICO . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.14 ACIDO SULFHIDRICO . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.15 HIPOCLORITO DE SODIO . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . .. . 3.16 SOSA CAUSTICA. . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.17 ALCOHOL ETILICO . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . 3.18 AMONIACO . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.19 TURBOSINA . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.20 HIDROXIDO DE AMONIO . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . .. . . 3.21 PETROLEO CRUDO . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.22 ACIDO CLORHIDRICO . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.23 ATM. SAT. DE H2S . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . 3.24 ACIDO NITRICO. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.25 CARBONATO DE CALCIO. . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . .





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1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . PRIM. EPOX. CATAL. ADUCTO AMINA 1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RP - 10 1.4 IDENTIFICACION SOLICITANTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.5 IDENTIFICACION LABORATORIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . .






3) . .. . . . . . . . . . . . . — — 2.7 VISCOSIDAD COPA FORD (SEG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.8 FINURA (UNIDADES HEGMAN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 — 2.9 PODER CUBRIENTE (M2/LT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 — 2.10 % DE SOLVENTE PARA DILUIR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —








PEMEX SPCO GIP






1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ESMALTE ALQUIDALICO BRILLANTE

1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RA - 20

1.4 IDENTIFICACION SOLICITANTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.5 IDENTIFICACION LABORATORIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.6 COLOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . BLANCO



2.1 TIEMPO DE SECADO TACTO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 4

2.2 TIEMPO DE SECADO DURO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 24

2.3 ESTABILIDAD ENVASE CERRADO . . . . . . . . . . . . . . . . . . — PASA

2.4 FLEXIBILIDAD (% DE ELONG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 —

2.5 ADHERENCIA (KG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 —

2.6 DENSIDAD A 25 °C (GR/CM3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0.9 1.25

2.7 VISCOSIDAD COPA FORD (SEG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —

2.8 FINURA (UNIDADES HEGMAN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 —

2.9 PODER CUBRIENTE (M2/LT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 —


3.0 COMPOSICION

3.1 PORCENTAJE DE PIGMENTO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 27

3.2 PORCENTAJE DE RESINA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 34

3.3 PORCENTAJE DE VOLATILES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 45



4.1 AGUA DESTILADA. . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . .. . . . . . .

AMBIENTE 25 °C

48 HRS.


6.0 CONCLUSIONES





PEMEX SPCO GIP






1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ACABADO EPOXICO CATALIZADO 1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RA - 21 1.4 IDENTIFICACION SOLICITANTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.5 IDENTIFICACION LABORATORIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.6 COLOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .



2.1 TIEMPO DE SECADO TACTO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 4 2.2 TIEMPO DE SECADO DURO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 24 2.3 ESTABILIDAD ENVASE CERRADO . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.4 FLEXIBILIDAD (% DE ELONG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 — 2.5 ADHERENCIA (KG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 — 2.6 DENSIDAD A 25 °C (GR/CM


3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1,4 2.6.2 DENSIDAD DEL CATALIZADOR . (GR/CM

3). . . . . . . . . . . . . 0.89 0.94 2.7 VISCOSIDAD COPA FORD (SEG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.8 FINURA (UNIDADES HEGMAN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 — 2.9 PODER CUBRIENTE (M2/LT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 — 2.10 % DE SOLVENTE PARA DILUIR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —

3.0 COMPOSICION

3.1 CANT PIGMENTO EN COMP. EPOXICO. . . . . . . . . . . . . . — 3.2 SOLVENTE EN COMP. EPOXICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 3.3 RESINA EN COMP. EPOXICO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 3.4 SOLVENTE EN COMP. POLIAMIDICO. . . . . . . . . . . . . . . . 30 34 3.5 RESINA POLIAMICIDA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 70



4.1 AGUA DULCE . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 4.2 CLORURO DE SODIO . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 4.3 GASOLINA AMARGA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.4 ACIDO SULFHIDRICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.5 SOSA CAUSTICA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.6 ACIDO CLORHIDRICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .


6.0 CONCLUSIONES





PEMEX SPCO GIP






1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ACABADO VINILICO ALTOS SOLIDOS 1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RA - 22 1.4 IDENTIFICACION SOLICITANTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.5 IDENTIFICACION LABORATORIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . .



2.1 TIEMPO DE SECADO TACTO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 0.5 2.2 TIEMPO DE SECADO DURO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 4 2.3 ESTABILIDAD ENVASE CERRADO . . . . . . . . . . . . . . . . . . — PASA 2.4 FLEXIBILIDAD (% DE ELONG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 — 2.5 ADHERENCIA (KG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 — 2.6 DENSIDAD A 25°C (GR/CM

3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.04 — 2.7 VISCOSIDAD COPA FORD (SEG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.8 FINURA (UNIDADES HEGMAN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 — 2.9 PODER CUBRIENTE (M2/LT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 — 2.10 % DE SOLVENTE PARA DILUIR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —

3.0 COMPOSICION

3.1 CANTIDAD DE PIGMENTO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2 RESINA EN VEHICULO . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.3 SOLVENTE SOBRE VEHICULO . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . .



4.1 AGUA DESTILADA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2 HIPOCLORITO DE SODIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.3 SOSA CAUSTICA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.4 ALCOHOL ETILICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.5 HIDROXIDO DE AMONIO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.6 ACIDO CLORHIDRICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.7 ATM. SAT. DE H2S . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .


6.0 CONCLUSIONES





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1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ACABADO EPOX. CATAL. PARA TURBOSINA 1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RA - 23 1.4 IDENTIFICACION SOLICITANTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.5 IDENTIFICACION LABORATORIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . .






3) . . . . . . . . . . . . . — — 2.7 VISCOSIDAD COPA FORD (SEG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.8 FINURA (UNIDADES HEGMAN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 — 2.9 PODER CUBRIENTE (M2/LT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 — 2.10 % DE SOLVENTE PARA DILUIR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —








PEMEX SPCO GIP






1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ACABADO VINIL ACRILICO 1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RA - 25 1.4 IDENTIFICACION SOLICITANTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.5 IDENTIFICACION LABORATORIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . .



2.1 TIEMPO DE SECADO TACTO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 0.5 2.2 TIEMPO DE SECADO DURO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 4 2.3 ESTABILIDAD ENVASE CERRADO . . . . . . . . . . . . . . . . . . — PASA 2.4 FLEXIBILIDAD (% DE ELONG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 — 2.5 ADHERENCIA (KG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 — 2.6 DENSIDAD A 25 °C (GR/CM

3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0.9 1.2 2.6.1 DENSIDAD DE LA BASE (GR/CM


3) . . . . . . . . . . . . . — — 2.7 VISCOSIDAD COPA FORD (SEG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.8 FINURA (UNIDADES HEGMAN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 — 2.9 PODER CUBRIENTE (M2/LT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 — 2.10 % DE SOLVENTE PARA DILUIR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —








PEMEX SPCO GIP






1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . EPOXICO CATALIZADO ALTOS SOLIDOS 1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RA - 26 1.4 IDENTIFICACION SOLICITANTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.5 IDENTIFICACION LABORATORIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.6 COLOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .






3) . . . . . . . . . . . . . . — — 2.7 VISCOSIDAD COPA FORD (SEG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.8 FINURA (UNIDADES HEGMAN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 — 2.9 PODER CUBRIENTE (M2/LT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 — 2.10 % DE SOLVENTE PARA DILUIR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — —

3.0 COMPOSICION

3.1 % PIGMENTO EN COMP. EPOXICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 42 3.2 % SOLVENTES EN COMP. EPOXICO. . . . . . . . . . . . . . . . — 29.58 3.3 % RESINAS EN COMP. EPOXICO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28.42 — 3.4 % PIGMENTO COMP. POLIAMIDICO. . . . . . . . . . . . . . . . . — 38 3.5 % SOLVENTES COMP. POLIAMIDICO . . . . . . . . . . . . . . . — 30.38 3.6 % RESINAS COMP. POLIAMIDICO, , , . . . . . . . . . . . . . . . 31.62 —



4.1 AGUA DESTILADA. . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 4.2 GASOLINA AMARGA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.3 KEROSINA AMARGA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.4 HIPOCLORITO DE SODIO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.5 SOSA CAUSTICA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.6 ACIDO CLORHIDRICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .


6.0 CONCLUSIONES





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1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ACABADO DE HULE CLORADO 1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RA - 27 1.4 IDENTIFICACION SOLICITANTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.5 IDENTIFICACION LABORATORIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . .



2.1 TIEMPO DE SECADO TACTO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 0.5 2.2 TIEMPO DE SECADO DURO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 4 2.3 ESTABILIDAD ENVASE CERRADO . . . . . . . . . . . . . . . . . . — PASA 2.4 FLEXIBILIDAD (% DE ELONG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 — 2.5 ADHERENCIA (KG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 — 2.6 DENSIDAD A 25 °C (GR/CM

3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 — 2.6.1 DENSIDAD DE LA BASE (GR/CM










PEMEX SPCO GIP






1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ACABADO DE POLIURETANO 1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RA - 28 1.4 IDENTIFICACION SOLICITANTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.5 IDENTIFICACION LABORATORIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.6 COLOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .



2.1 TIEMPO DE SECADO TACTO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 4 2.2 TIEMPO DE SECADO DURO (HR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — 24 2.3 ESTABILIDAD ENVASE CERRADO . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 — 2.4 FLEXIBILIDAD (% DE ELONG.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 — 2.5 ADHERENCIA (KG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 — 2.6 DENSIDAD A 25 °C (GR/CM

3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 2.6.1 COMPONENTE (GR/CM

3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.0 1.50 2.6.2 COMPONENTE (GR/CM

3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0.95 1.10 2.6.3 MEZCLA (GR/CM

3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.0 1.50 2.7 VISCOSIDAD COPA FORD (SEG.). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 160 300 2.8 FINURA (UNIDADES HEGMAN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 2.9 PODER CUBRIENTE (M2/LT) (SEGÚN COLOR). . . . . . . . . . 16 —

3.0 COMPOSICION % EN PESO

COMPONENTE I MINIMO MAXIMO RESULTADO

3.1 CANT. DE PIGMENTO (SEGÚN COLOR) . . .. . . . . . . . . . . 3.0 30.0 3.2 VEHICULO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70.0 97.0 3.3 RESINA ACRILICA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . — — 3.4 SOBRE VEHICULO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31.0 45.0 3.5 SOLVENTES (GRADO URETANO) SOBRE VEHICULO . . . 55.0 69.0 3.6 AGUA LIBRE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

COMPONENTE II — 0.2

3.7 ISOCIANATO (GRADO URETANO) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62.0 75.0 3.8 SOLUC. Y ADITIVOS /VEHICULO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25.0 38.0



4.1 AGUA DESTILADA. . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 4.2 AGUA DE MAR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . 4.3 CLORURO DE SODIO 20% . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.4 GASOLINA EXTRA . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.5 VAP. Y COND. DE H2S . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.6 ACIDO NITRICO AL 5% . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .


6.0 CONCLUSIONES





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SUPERINTENDENCIA GENERAL DE GEOTECNIA

LABORATORIO DE CORROSION




1.1 PROCEDENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 DESCRIPCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ACAB. EPOX. CATAL. ADUCTO AMINA 1.3 DENOMINACION PEMEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . RA - 29 1.4 IDENTIFICACION SOLICITANTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.5 IDENTIFICACION LABORATORIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . .













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Portatestigo

NOTA: Si se desea establecer acción electroquímica entre los testigos de diferentes metales, los cuales están aislados del portatestigo pero NO uno de otro, omita las roldanas aislantes.

FIGURA 16. (V/ IV.2.2.1) DETALLES DE AISLAMIENTO

Portatestigo

Tuercas aceroinox.

Placa aislante

Testigo de corrosión

Roldana aislante

Tornillo de aceroinox.

Casquillo aislante




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Niple para colocación de testigos

TIPO DE TESTIGOS

A: RASANTE INFERIOR

B: DE MEDIO FLUJO

C: RASANTE SUPERIOR * PRESENTACION PARA OLEODUCTOS CORTE 1 - 1´

Figura 17. (V/ IV.2.2.2) Colocación de testigos

B

C

Niple para colocación de

testigos

A

*

tubería

Flujo




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TABLA NO. 21 (V/ IV.2.2.3)

PESO ESPECIFICO DE ALEACIONES COMUNES

PESO ESPECIFICO C O N C E P T O

G / MM3 X 10-3

ALEACIONES DE ALUMINIO

1104, 3004 2.72

1199, 5005, 5357, 6061, 6062 2.70

6070, 6101 2.70

2024 2.77

2219, 7178 2.81

3003, 7079 2.74

5050 2.69

5052, 5454 2.68

5083, 5086, 5154, 5456 2.66

7075 2.80

ALEACIONES DE COBRE

COBRE 8.94

LATONES

LATÓN ROJO 230 8.75

LATÓN PARA CARTUCHOS 260 8.52

METAL MUNTZ 280 8.39

L. ADMIRALTY 442, 443, 444, 445 8.52

LATÓN ALUMINIO 687 8.33

BRONCES

BRONCE COMERCIAL 220 8.80

BRONCE AL ALUMINIO 5% 608 8.16

BRONCE AL ALUMINIO 8% 612 7.78

COMPOSICIÓN M 8.45

COMPOSICIÓN G 8.77

BRONCE FOSFORADO 5% 510 8.86

BRONCE FOSFORADO 10% 524 8.77

85 - 5 - 5 - 5 8.80




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BRONCE AL SILICIO 655 8.52

TABLA NO. 23 (V/ IV.2.2.4) PESO ESPECIFICO PARA ALEACIONES COMUNES

PESO ESPECIFICO

C O N C E P T O G / MM

3 X 10-3

BRONCES (CONTINUACIÓN)

CUPRO NIQUELES 706, 710, 715 8.94

PLATA NÍQUEL 752 8.75

METALES FERROSOS

HIERRO COLADO GRIS 7.20

ACERO AL CARBÓN 7.86

HIERRO AL SILICIO 7.00

ACEROS DE BAJA ALEACIÓN 7.85

ACEROS INOXIDABLES

TIPOS 201, 202, 302, 304 304L 7.94

TIPO 321 7.94

TIPOS 309, 310, 311, 316, 316L 7.98

TIPOS 317, 329, 330 7.98

TIPO 347 8.03

TIPO 410 7.70

TIPO 430 7.72

TIPO 446 7.65

TIPO 502 7.82

TIPO 20 8.02

CARPENTER 20CB3 INOX. 8.05

OTROS METALES

ZINC 7.13




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Tabla No. 23 (V/ IV.3.1.1) Inhibidores de corrosión

METAL AGENTE INHIBIDOR

ANILINA TIODIGLICOL

ETIL Y DIETIL AMINA DICROMATO DE POTASIO

ACIDO

PIRIDINA

QUINOLINA

Â — NAFTAQUINOLINA

TOTILTIOUREA

FORMALDEHÍDO

OXIDO DE ARSÉNICO

HIERRO

NEUTRAL

BENZONATO DE SODIO

HIDRAZINA

SULFITO DE SODIO

ACIDO LOS MISMOS QUE PARA HIERRO ACERO

NEUTRAL BENZOATO DE SODIO

ACIDO TIOUREA

DICROMATO DE POTASIO

COBRE

NEUTRAL

BICARBONATO DE CALCIO

FERROCIANURO DE POTASIO

CROMATOS

NEUTRAL HEXAMETAFOSFATOS DE CALCIO Y SODIO ALUMINIO Y

ZINC ALCALINO GLUCOSA Y SILICATOS




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V/ V.2.1 Revestimiento Anticorrosivo para líneas enterradas.

AYUDAS

Instructivo para el uso del detector de poros.

El equipo se usa únicamente para la determinación de continuidad eléctrica del revestimiento anticorrosivo, después de aplicado, y no deberá servir como base para inferir otras propiedades como adherencia, espesor, resistencia eléctrica o vida útil del mismo.

Descripción de componentes:

• Detector.

• Cargador - probador de batería.

• Bastón portaelectrodos.

• Cable para tierra.

• Electrodo de resorte en diferentes diámetros.

• Correa para cargar al hombro.

• Estuche para transporte.

Prueba y carga de la batería.

Un día antes de la realización de cualquier trabajo se deberá verificar el estado de la batería y, de ser necesario, se complementará su carga con el cargador del equipo.

En caso de operar durante varios días consecutivos, se verificará la carga al término de los trabajos de cada día.

Verificación de carga de la batería.

• Asegurarse que el interruptor del detector esté en la posición de apagado (OFF).

• Conectar el probador en el estuche "CHG" del detector.

• Presionar el botón del medidor.

La deflexión de la aguja indica si es necesario o no la carga. El procedimiento para cargar la batería es el siguiente:

• Asegurarse que el interruptor del detector se encuentre en la posición de apagado (OFF).

• Conectar el adaptador en el enchufe "CHG" del detector.




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• Conectar el cable de alimentación del cargador a una salida estándar de 110 - VCA.

Al desconectar el cargador se deberán seguir los pasos en orden inverso. La carga se completa en unas ocho horas; no hay peligro de sobrecargar la batería. Cuando la batería no acepte la carga, deberá reemplazarse.


La inspección deberá estar de acuerdo con lo establecido en la Norma Pemex 3.374.01, Sistemas de Transporte por Tuberías. Una vez asegurado que la batería está completamente cargada, se siguen los pasos que a continuación se describen:

Primero.- Se conecta el cable del bastón a la terminal "H.V.".

Segundo.- Una vez extendido el alambre de tierra se conecta a la terminal "GRND".

Tercero.- Se coloca el interruptor en la posición "ON" y se espera a escuchar un zumbido.

Cuarto.- Se toca el extremo del bastón con la parte desnuda del alambre de tierra, observándose una chispa al mismo tiempo que se escucha una señal fuerte; este sonido será el mismo que se escuchará al encontrar un defecto en el aislamiento de la tubería.

Quinto.- El interruptor se coloca en la posición "OFF" y se monta el electrodo alrededor del tubo y sobre el bastón, verificando que el rodamiento a lo largo del tubo sea suave.

Sexto.- Una vez colocado el interruptor en la posición "ON", la unidad está lista para operar.

Séptimo.- Al escuchar la señal sonora se localiza un defecto en el recubrimiento. La chispa muestra el sitio exacto del defecto el cual se debe marcar.

En caso de que el detector no trabaje apropiadamente, se verifican los siguientes puntos:

1. Que el tornillo de ajuste no esté hasta el fondo.

2. Que las conexiones de cable de tierra y bastón electrodo sean correctas.

3. Que el tubo esté bien aterrizado.

4. Que la batería esté debidamente cargada.

Si las fallas persisten, la unidad debe enviarse a un taller de reparación especializado. No intentar reparar o reemplazar los componentes.




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PROBETAS ESTÁNDAR PROBETAS PEQUEÑAS

TIPO PLACA TIPO LAMINA

TAMAÑO 1 - 1/2 TAMAÑO 1/2" TAMAÑO 1/4"

PULG. MM PULG. MM PULG. MM

8.0 200 2.000 50.0 1.000 25.0 G

+ 0.001 + 0.25 + 0.005 + 0.10 + 0.003 + 0.08

1 - 1/2 + 1/8 40 + 3 0.500 12.5 0.250 6.25 W

- 1/4 - 6 + 0.01 + 0.25 + 0.002 + 0.005

T 3/16" MIN. 3/4" MAX. 1/4" MAX.

R 1/2 13 1/2 13 1/4 6

L 18 450 8 200 4 100

A 9 225 2 1/4 60 1 1/4 32

B 3 75 2 50 1 1/4 32

C 2 50 3/4 20 3/8 10

A: LONGITUD DE SECCIÓN REDUCIDA MÍNIMA. B: LONGITUD DE SECCIÓN TERMINAL MÍNIMA. C: DIÁMETRO DE SECCIÓN TERMINAL MÍNIMA. G: LONGITUD DE PRUEBA. W: DIÁMETRO DE SECCIÓN DE PRUEBA. R: RADIO MÍNIMO. L: LONGITUD TOTAL MÍNIMA. T: ESPESOR PERMITIDO POR LA ESPECIFICACIÓN PARTICULAR DEL MATERIAL. NOTA: ES NECESARIO RECURRIR A LA NORMA ASTM-A370 PARA UNA DESCRIPCIÓN MÁS DETALLADA.

Figura 18. (V.3.1) Probetas rectangulares para pruebas de tensión

C

L

BB

W

G R T

A




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DIMENSIONES MUESTRA 1 MUESTRA 2 MUESTRA 3 MUESTRA 4 MUESTRA 5 NOTAS PULG. MM PULG. MM PULG. MM PULG. MM PULG. MM

G 2.000 50.0 2.000 50.0 2.000 50.0 2.000 50.0 2.000 50.0 • θθ 0.005 0.10 0.005 0.10 0.005 0.10 0.005 0.10 0.005 0.10 D 0.500 12.5 0.500 12.5 0.500 12.5 0.500 12.5 0.500 12.5 • θθ 0.010 0.25 0.010 0.25 0.010 0.25 0.010 0.25 0.010 0.25 R 3/8 10 3/8 10 1/16 2 3/8 10 3/8 10 A 2 - 1/4 60 2 - 1/4 60 4* 100* 2 - 1/4 60 2 - 1/4 60 MIN. L 5 125 5 - 1/2 140 5 - 1/2 140 4 - 3/4 120 9 - 1/2 240 B 1 - 3/8 35 1 25 3/4 20 1/2 13 3** 75** APROX. C 3/4 20 3/4 20 23/32 18 5/8 22 3/4 20 E 5/8 16 3/4 20 5/8 16 F 5/8 16 5/8 16 19/32 15

G: LONGITUD DE PRUEBA. R: RADIO MÍNIMO. L: LONGITUD TOTAL. C: DIÁMETRO SECCIÓN TERMINAL. F: DIÁMETRO DE ENTALLADURA θ: TOLERANCIAS EN ±

D: DIÁMETRO. A: LONGITUD DE SECCIÓN REDUCIDA MÍNIMA. B: LONGITUD DE LA SECCIÓN TERMINAL. E: LONGITUD DE ENTALLADURA MÍNIMA.

* MÍNIMO ** APRÓXIMADO

NOTA: ES NECESARIO RECURRIR A LA NORMA ASTM - A370 PARA UNA DESCRIPCIÓN MÁS DETALLADA.

Figura 19. (V/ V.3.2.) Escala estandar para muestras en pruebas de tensión

3/4 - 10 THD (M 20 x 2.5)

R

D

B A B

L

G

3 C

B

I

A B

D

G

LR

C

3/4 - 10 THD (M 20 x 2.5)

E

2

G E

D

B A B

L

B A B

E

CD

E R

F

G

L

TODAS LAS SECCIONES SON CIRCULARES

5

E

4

G

D

B A B

L

E

F

R

C

R




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PROBETAS ESTÁNDAR PROBETAS PEQUEÑAS

PROBETA UNO PROBETA DOS PROBETA TRES

PULG. MM PULG. MM PULG. MM

G TIENE QUE SER IGUAL O MAYOR QUE EL DIAMETRO D

0.500 12.5 0.750 20.0 1.25 31.75 D

± 0.010 ± 0.25 ± 0.015 ± 0.40 ± 0.025 ± 0.73

R 1 25 1 25 2 50.8

A 1 - 1/4 32 1 - 1/2 38 2 - 1/4 58

L 3 - 3/4 95 4 100 6 - 3/8 129

B 1 25 1 25 1 - 3/4 45

C 3/4 20 1 - 1/8 30 1 - 3/8 35

E 1/4 6 1/4 6 5/16 8

5/8 16.0 15/16 24.0 1 - 7/16 37 F

± 1/64 ± 0.40 ± 1/64 ± 0.40 ± 1/64 ± 0.4

G: LONGITUD DE PRUEBA. R: RADIO MÍNIMO. L: LONGITUD TOTAL. C: DIÁMETRO DE SECCIÓN TERMINAL. F: DIÁMETRO DE ENTALLADURA

D: DIÁMETRO. A: LONGITUD DE SECCIÓN REDUCIDA MÍNIMA. B: LONGITUD DE LA SECCIÓN TERMINAL. E: LONGITUD DE ENTALLADURA MÍNIMA.

NOTA: ES NECESARIO RECURRIR A LA NORMA ASTM - A370 PARA UNA DESCRIPCIÓN MÁS DETALLADA.

Figura 20. (V/ 3.3) Probetas de hierro fundido para pruebas de tensión

L

AE E BB

DC

GR

F

SECCION CIRCULAR




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Figura 21. (V/ V.3.4) Tamaños de grano comunes para acero al carbono

TAMAÑO DE GRANOASTM No. 1








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Figura No. 22. (V/ V.3.5) Tamaños de grano comunes para acero al carbono









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Tabla 24 (V/ V.3.6)

Número nominal de grano por unidad de superficie Tamaño de grano ASTM (ASTM E112)

TAMAÑO DE GRANO NÚMERO

NUMERO NOMINAL DE GRANOS

POR MILÍMETRO

CUADRADO 1 X

NUMERO NOMINAL DE GRANOS

POR PULGADA

CUADRADA 100 X

1 15.5 1.0

2 31.0 2.0

3 62.0 4.0

4 124 8.0

5 248 16.0

6 496 32.0

7 992 64.0

8 1980 128

9 3970 256

10 7940 512




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Figura 23. (V/ V.3.7) Análisis metalográfico

PLACA DE ACEROASTM A.36

TUBERIA DE ACEROASTM A106 GR. B

PLACA DE ACERO(Fisurada)

ASTM A285 GR. C

ACERO TRATADOTERMICAMENTE

HIERRO DUCTILGR. 80-55-06

TUBING DE ACERO1050

TRAT. A 871° C

TUBING DE ACERO1050

PLACA DE ACEROSOBRECALENTADOASTM A515 GR.70




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Manual de procedimientos de la superintendencia de ingeniería de corrosión

C o n t e n i d o

V/ II Protección catódica.


Diseño de la protección catódica del gasoducto de 8" de diámetro por 54 km Panzacola - Tetla en el estado de Tlaxcala.


Diseño de protección catódica de 10 líneas que cruzan el Río Balsas en la Ciudad Lázaro Cárdenas, Mich., las cuales se alojan a 23 m de profundidad.

V/ II.5 Diseño para tanques de almacenamiento.

Diseño de protección catódica de un tanque de 100 000 barriles de capacidad, almacenando crudo, localizado en Ciudad Pemex, Tab.

V/ III Recubrimientos anticorrosivos.


Determinación del ambiente corrosivo de la Refinería de Tula, Hgo., para la recomendación del recubrimiento anticorrosivo de un tanque de 55 000 barriles.


Determinación de los sistemas para las protecciones anticorrosivas interior y exterior, de un tanque que contendrá hidróxido de sodio y que está localizado en la Cangrejera, Ver.

V/ III.5 Comportamiento del recubrimiento en campo.


Evaluación del comportamiento de los recubrimientos a largo plazo, empleados en el exterior de tanques que almacenan gasolinas amargas en la Refinería de Salina Cruz, Oax.

V/ IV Inhibidores de corrosión.

Uso de inhibidores en dos líneas de 24" de diámetro, que van del muelle a la terminal de almacenamiento de Tapeixtles, en la Ciudad de Manzanillo, Col.

V/ V Tareas diversas de ingeniería de corrosión.

V/ V Cuadricula de resistividades.

Cuadrícula de resistividades del terreno donde se ubicará el edificio administrativo de la terminal marítima de Pajaritos, Ver.


EJEMPLO




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Protección catódica al gasoducto de 8" de diámetro por 54 km, Panzacola - Tetla en el estado de Tlaxcala.

Antecedentes.

El gasoducto en cuestión solucionará la necesidad del suministro de combustibles en el Valle de Apizaco, zona industrial de Xicoténcatl y áreas aledañas.

Con la recabación de los datos indicados en el capítulo V/ II.3.2.1 se procede al diseño.

Datos de campo. Por ser un DDV nuevo, se tomaron resistividades del terreno a cada kilómetro, obteniéndose los siguientes valores:

RESISTIVIDAD RESISTIVIDAD RESISTIVIDAD KM

(OHM - CM) KM

(OHM - CM) KM

(OHM - CM)

0 + 000 2350 19 + 000 6850 38 + 000 1900

1 + 000 3800 20 + 000 3600 39 + 000 4100

2 + 000 7300 21 + 000 7100 40 + 000 3200

3 + 000 5200 22 + 000 5650 41 + 000 2300

4 + 000 10800 23 + 000 9100 42 + 000 3100

5 + 000 12500 24 + 000 8400 43 + 000 4600

6 + 000 5800 25 + 000 17100 44 + 000 6800

7 + 000 6300 26 + 000 14300 45 + 000 9400

8 + 000 17200 27 + 000 11200 46 + 000 3500

9 + 000 11300 28 + 000 7500 47 + 000 4200

10 + 000 4200 29 + 000 9200 48 + 000 4800

11 + 000 7400 30 + 000 7600 49 + 000 3500

12 + 000 9200 31 + 000 11200 50 + 000 2350

13 + 000 13300 32 + 000 10700 51 + 000 4200

14 + 000 4000 33 + 000 8300 52 + 000 4200

15 + 000 7000 34 + 000 6150 53 + 000 12300

16 + 000 3580 35 + 000 4200 54 + 000 7200

17 + 000 5400 36 + 000 5800

18 + 000 4300 37 + 000 2950

El perfil de resistividades se efectuó a petición expresa de la operativa, ya que no es necesario para el diseño en sistemas por corriente impresa.




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Durante las mediciones de resistividad del terreno se seleccionaron tres puntos probables para instalar las camas anódicas; puesto que cuentan con líneas eléctricas de mediana tensión, se optó por sistemas de corriente impresa.

Resistividad Ubicación (ohm - cm)

Tensión disponible

0 + 000 2390 13800

14 + 120 2050 23000

41 + 500 2800 13800

En la realización de las pruebas de corriente para determinar el estado del recubrimiento y los alcances de protección, se tomó un perfil de potenciales tubo -- suelo, tanto naturales como de protección, para observar el comportamiento de la tubería después de la inyección de corriente.

La prueba realizada en el punto 0 + 000, mostró alcances de protección de 9800 m para una corriente de 9.31 amperes; en el 14 + 120 tuvo alcances de 22000 m para una corriente de 16.8 Amperes y en el 41 + 500 cubrió el resto de la línea, necesitando una corriente de 17.5 amperes.

El pequeño alcance de protección para la prueba en el punto 0 + 000, se debió a defectos del aislamiento eléctrico en la brida.

En algunos lugares sobre el DDV, se observan valores muy altos de resistividad, así como condiciones poco propicias para colocar ánodos de sacrificio; motivo por el cual se descarta esta opción.

Se recurre a la fórmula de DWIGHT para calcular la resistencia óptima de los lechos anódicos, haciendo una evaluación técnico - económica y tomando en cuenta las limitaciones del material anódico, dimensiones, separación entre ánodos y profundidad, así como el tipo de relleno.

Para el cálculo de la resistencia total del circuito, se calcula la del cable referido a su longitud y calibre; la otra a considerar, es la resistencia propia de la estructura, la cual adopta valores de 0.02 a 0.50 ohm.

La suma de las tres resistencias define la resistencia total del circuito y los resultados obtenidos en lospuntos de prueba son los siguientes:

Punto Ra Re Rc Rt No. Anodos*

0 + 000 0.40 0.040 0.50 0.940 14

14 + 120 0.39 0.042 0.50 0.932 13

41 + 500 0.44 0.051 0.50 0.991 14

* Anodos de grafito de 3" de diámetro por 60" de longitud, con separación de 8 m entre ellos.

Con el valor de la resistencia total, se calcula el voltaje de salida del rectificador con la siguiente expresión:

Vs = Rt ID + 3

La corriente de diseño es igual a 1.5 la corriente de prueba , para satisfacer necesidades futuras y/o de nuevas tuberías en el DDV; por lo que:




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ID1 = 1.5 x 9.3 = 13.95 amperes

ID2 = 1.5 x 16.8 = 25.20 amperes

ID3 = 1.5 x 17.5 = 26.25 amperes

Sustituyendo los valores en la fórmula para el cálculo del voltaje de los rectificadores:

VS1 = 15 Volts

VS2 = 26 Volts

VS3 = 28 Volts

Estos valores se ajustan a los existentes en el mercado, quedando en definitiva los siguientes:

Rectificador Capacidad

1 50 Volts y 50 Amperes



Para el cálculo de la potencia del transformador o subestación eléctrica, se sustituyen los valores de corriente y voltaje en la siguiente fórmula.

Donde:

P : Potencia del transformador en kVA

f : Factor de eficiencia del transformador

ajustando a estándares existentes en el mercado se tiene:

Subestaciones eléctricas

Capacidad Relación de voltaje

1 5 kVA 13800/220 - 110 volts

2 5 kVA 23000/220 - 110 volts

3 5 kVA 13800/220 - 110 volts

Los valores 13800 y 23000 volts, corresponden a los voltajes de las líneas de transmisión de corriente alterna, en los puntos seleccionados para inyección de corriente a la tubería.


kVA125.3f

IVP =×=




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EJEMPLO

Protección catódica de diez tuberías que cruzan el Río Balsas en Lázaro Cárdenas, Michoacán; las cuales se alojarán a 23 m de profundidad, en un lecho saturado de agua dulce y salada.

Bases de diseño

Características de las tuberías:

Cantidad Diámetro Longitud Area desnuda/tubo

4 24" 2,138 pie 1343.4 pie2

3 12" 2,138 pie 713.6 pie2

3 10" 2,138 pie 601.7 pie2

Toda la tubería del cruzamiento cuenta con lastre de concreto.

Características generales:

Area desnuda considerada

Densidad de corriente

Líneas eléctricas

Resistividad

Material anódico

Consumo

Vida útil

10%

5 ma/pie2

NO

200 ohms-cm

Galvalum III (aluminio-indio) o similar

5 kg/amperes-año

20 años

Debido a que no hay suministro de corriente eléctrica en las cercanías del cruce, se usará el sistema de protección por ánodos de sacrificio, tipo aluminio-indio por su amplio intervalo de operación aún en resistividades consideradas altas.

a. Cálculos.

a.1. Corriente de diseño: Id

Id = AD x Dc

Donde:

Dc: Densidad de corriente = 0.005 Amperes/ pie2

AD: Area desnuda = 10% del área total

a2. Cálculo del área y corriente de diseño totales.




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Diámetro tubería

Cantidad

Area desnuda (pie2) AD

Corriente de

diseño

Corriente total ID

10" 3 601.7 3.0 9.0

12" 3 713.6 3.6 10.8

24" 4 1343.6 6.8 27.2

b. Dimensiones y características de los ánodos a emplear: Por las características de las tuberías, se usarán ánodos tipo brazalete, debiendo satisfacer los requisitos de vida útil y corriente, como sigue:

1. Vida útil = 20 años

2. Corriente en tuberías de 24" de diámetro = 6.8 amperes.

Corriente en tuberías de 12" de diámetro = 3.6 amperes.

Corriente en tuberías de 10" de diámetro = 3.0 amperes.

Las características de los ánodos se definen con las fórmulas siguientes.

Donde:

A : Area expuesta del ánodo (cm2).

D : Diámetro medio del ánodo (cm) = Diámetro + un espesor del ánodo + 0.64 cm.

L : Dimensión ánodo en sentido longitudinal de la tubería (cm).

Ra : Resistencia del ánodo al medio (ohm).

ρ : Resistividad del medio (ohm - cm) = 200.

Io : Corriente drenada por el ánodo (amperes).

AE : Diferencia de potencial entre el ánodo y la estructura polarizada = 0.25 volts.

IoC)U(Aed

y;Ra

EAIo;

A

315.0Ra;DLA ==

ρ=π=




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Y : Vida del ánodo (años).

e : Espesor del ánodo (cm).

d : Densidad del ánodo = 2.7 x 10 -3 kg/cm3.

U : Rendimiento del ánodo por su forma = 0.80 para brazalete.

C : Consumo = 5 kg/amperes - año. B.1. CARACTERÍSTICAS DE LOS ÁNODOS

Desarrollo L e Io Y Peso por ánodo Diámetro tubería

pulgadas cm cm cm amp años kg

24 201.5 30 2.54 0.309 21.5 41.4

12 115.7 25 3.81 0.213 22.3 29.7

10 99.7 25 3.81 0.198 20.7 25.6

Combinado los datos anteriores con los de requerimiento de corriente para cada tamaño de tuberías, se tiene lo siguiente:

Desarrollo L e Diámetro tubería

pulgadas cm cm cm Anodos por

tubo Cantidad

tubos Cantidad ánodos

Peso total

24 201.5 30 2.54 23 4 92 3808

12 115.7 25 3.81 17 3 51 1514

10 99.7 25 3.81 16 3 48 1228

a. Recomendaciones.

1. Los ánodos se deben instalar en las juntas circunferenciales hechas en campo, distribuidos lo más uniformemente posible en todo el tramo sumergido.

2. Las áreas dañadas por soldadura durante la instalación de los ánodos, se deben reparar con recubrimiento anticorrosivo. Asimismo, se recomienda recubrir el área expuesta de su alma de acero.

3. Durante el envío, almacenamiento e instalación de los ánodos, se debe evitar la contaminación de la superficie de aluminio con aceites, grasa, o pinturas, ya que esto puede pasivar el ánodo y, por lo tanto, afectar el funcionamiento del mismo; los ánodos se deben revisar antes de sumergir la tubería y en caso de existir cualquier material extraño en su superficie activa, se debe eliminar mediante cepillo de alambre.

4. Los bornes del ánodo y todo el acero expuesto deben revestirse con el recubrimiento anticorrosivo usado en la tubería.

5. Los detalles de instalación de los ánodos se muestran en la figura V/ II.4.1.




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b. Conclusiones.

Para proteger los efectos de la corrosión en las diez tuberías de diversos diámetros en su cruzamiento del Río Balsas, es necesario efectuar los siguientes trabajos.

1. Suministro de 92 ánodos de aluminio - indio tipo Galvalum III o similar, con desarrollo de 201.5 cm, espesor de 2.54 cm, longitud de 30 cm y peso de 41.4 kg cada uno, instalando 23 piezas en cada una de las cuatro tuberías de 24" de diámetro, según se indica en detalle de instalación de ánodos.

2. Suministro de 51 ánodos de aluminio - indio tipo Galvalum III o similar con desarrollo de 115.7 cm, espesor de 3.81 cm, longitud de 25 cm y peso de 29.7 kg, instalando 17 piezas en cada una de las tres tuberías de 12" de diámetro, según se indica en detalle de instalación de ánodos.

3. Suministro de 48 ánodos de aluminio - indio tipo Galvalum III o similar con desarrollo de 99.7 cm, espesor de 3.81 cm, longitud de 25 cm y peso de 25.6 kg, instalando 16 piezas en cada una de las tres tuberías de 10" de diámetro, según se indica en detalle de instalación de ánodos

Detalle para instalación

Se debe recubrir con RP-5la cara interna del ánodo yel área expuesta de suespesor

Soldadura

e

R

B

Muesca de 1/4”

SoldaduraVarilla de fierro de1/8” de diámetro

Solera de fierro de

3/16” de espesor y 2”

de ancho

Barra de contacto, de fierro,soldada directamente al tubo




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TABLA DE DIMENSIONES

Ô TUBO R ESP.

RECUB. L* E B NETO

NETO CANTIDAD DE TUBOS

CANTIDAD POR TUBO

CANTIDAD DE ÁNODOS

PESO NETO ÁNODOS

PULG. (CM) (CM) (CM) (CM) (CM) (CM) (PIEZA) (PIEZA) (PIEZA) (KG)

24 30.80 0.041 30 2.54 5 41.4 4 23 92 3808

12 16.51 0.041 25 3.81 4 29.7 3 17 51 1514

10 13.97 0.041 25 3.81 4 25.6 3 16 48 1228

* LA LONGITUD "L" ES LA MEDIDA QUE SE AJUSTARÁ PARA OBTENER EL PESO NETO REQUERIDO.

Figura 24. Anodos de brazalete V/ II.5 Diseño para tanques de almacenamiento.

EJEMPLO.

Se recibe de Ciudad Pemex, Tab., una producción de crudo del campo productor Luna, por medio de una tubería que trabaja como oleogasoducto; luego de pasar por la batería de separación, el crudo se almacena en un tanque de 100,000 barriles de capacidad.

El crudo se recibe a 70 °C; en el interior del tanque se tiene un recubrimiento epóxico de alquitrán de hulla del tipo RP-5"B" especificación Pemex. Sin embargo, el análisis del crudo a almacenar muestra porcentajes de hasta 5% en volumen de salmuera, que varía en proporción en seis etapas durante el año.

Para prevenir un deterioro prematuro de la placa con que está constituido el tanque, se hace necesario complementar la protección anticorrosiva que brinda el recubrimiento de alquitrán de hulla, con un sistema de protección catódica.

Antecedentes.

La salmuera que lleva el crudo se deposita en el fondo del tanque, por diferencia de densidades; los tanques son purgados mensualmente, por lo que el nivel de salmuera está presente en el fondo y una porción del primer anillo.

Bases de diseño.

Se considerará un 10% de área desnuda, para el fondo y primer anillo, pues aunque las experiencias de campo en la aplicación de recubrimiento de alquitrán de hulla muestran porcentajes bastantes menores, se involucra, por diseño, este factor mínimo por razones de seguridad.

La salmuera es un buen electrólito para asegurar el contacto eléctrico entre dos materiales de diferente potencial.

El sistema de protección catódica en tanques de almacenamiento debe ser eficiente, pues sólo se hace mantenimiento mayor en el interior de éste, cada cuatro o cinco años, por ello, se prefiere un sistema por ánodos de sacrificio.

Los datos para el diseño son los siguientes:




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1. Diámetro nominal del tanque de 100,000 barriles = 40.84 m.

2. Medición de resistividad de la salmuera = 20 ohm - cm (medición tomada con la caja Soil Box).

3. Vida útil de los ánodos = 10 años.

4. Aleación seleccionada: Aluminio Galvalum.

5. Potencial mínimo de protección estructura - eléctrolito, respecto a una celda patrón de plata / cloruro de plata = - 0.80 volts.

6. Potencial máximo = 1.05 volts.

7. Eficiencia de los ánodos = 0.80.

8. Densidad de corriente requerida = 12 miliamperes /pie2.

9. Consumo de material ánodico = 6.8 libra / amperes - año.

10. Capacidad máxima de drenado de corriente = 1280 amperes - hora / libra.

11. Composición química requerida para los ánodos:

ELEMENTO % EN PESO

Hierro 0.10 máximo

Silicio 0.10 máximo

Zinc 1.3 - 2.7

Mercurio 0.03 - 0.05

Cobre 0.005 máximo

Níquel 0.005 máximo

Magnesio 0.01 máximo

Manganeso 0.01 máximo

Aluminio 97.02 - 98.,67

Densidad del ánodo = 2.74 gramos/ cm3

Cálculo y resultados.

a. Determinación del área por proteger:

Ap = 10% A total.

Considerando que se protegerán el interior de la estructura metálica del fondo y primer anillo se tendrá:

A1 = π r2 = 0.7854 (D)2: fondo

A2 = π D h: primer anillo.




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Por lo tanto:

A1 = 14 102.50 pie2 ó 1 310.17 m2.

A2 = 3 367.79 pie2 ó 312.87 m2.

A total = 17 470.50 pie2 ó 1 623.04 m2.

Ap = 10% A total = 1747 pie2 ó 162.3 m2.

b. Determinación de la corriente total requerida:

It = Ap X Dc / Fc

Donde:

It : Corriente total teórica requerida.

Ap : Area por proteger.

Dc : Densidad de corriente.

Fc : Factor de conversión.

Por lo tanto:

It = 20.96 amperes.

c. Determinación de la cantidad de material anódico:

Donde:

W : Cantidad de material anódico.

It : Corriente total requerida.

Ca : Consumo de material anódico.

Va : Vida útil del ánodo = 10 años.

Ep : Eficiencia práctica del ánodo = 0.80.

Sustituyendo valores:

W : 1 781.6 en libras ó 808.84 en kg.

EpVaCaIt

W =




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d. Determinación del número y dimensiones de los ánodos:

Se calcula la corriente drenada por ánodo, ya que:

No. de ánodos = It / Io

Donde:

It : Corriente total teórica requerida.

Io : Corriente drenada por ánodo.

Por otro lado:

Io : diferencia de potenciales x 1000/resistividad electrólito (J).

Io : (1.05 - 0.80) 1000/20 (J).

Donde:

J : Factor de forma de ánodos.

Fórmula de DWIGHT

Donde:

L : Longitud del ánodo.

A : Altura del ánodo.

B : Ancho del ánodo.

En este caso, se deben tomar en cuenta las características más comunes en ánodos comerciales y efectuar diferentes cálculos para cada sección del ánodo, hasta obtener una cantidad de material anódico igual o muy cercana a la determinada en el cálculo anteriormente realizado.

Por lo tanto, considerando una sección transversal del ánodo de 7" x 7" x 36", resulta:

J5.12

Io =

( )

−

+= 1

BAL4

LnL

6.62J

( ) 3.428.4177

364Ln

366.62

J ==

−

××

=




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Si se considera un 80% de eficiencia de los ánodos:

Entonces:

El número de ánodos resulta igual a:

10 x 1.1 ( factor de seguridad )= 11

calculando el peso de los ánodos, resulta:

libra de material anódico.

Como 1940 es cercano al valor calculado anteriormente, entonces las dimensiones de los ánodos resultan de ser de 7" x 7" x 36".

e. Distribución de los ánodos en el fondo del tanque:

Debe hacerse en forma geométrica y axial, considerando el área protegida por cada ánodo, la cual se obtiene mediante la siguiente expresión:

Ap / A = At / N = 1 588.2 pie2 (ánodo, por lo que):

Diámetro protegido por ánodo = 44.96 pie.


EJEMPLO.

Se requiere determinar el ambiente al que estará expuesto el exterior de un tanque de 55,000 barriles en la Refinería de Tula, Hgo., para elegir el recubrimiento más adecuado a instalar.

Procedimiento.

• Se consultan las gráficas psicrométricas correspondientes a la estación meteorológica de la refinería, con el fin de establecer los valores extremos de humedad relativa en el ambiente, durante un lapso mínimo de un año, calificándose el ambiente como seco.

• Adicionalmente, se recabaron datos en los testigos corrosimétricos instalados en diversas áreas de la refinería, con los siguientes resultados en el área de tanques.

37.580.03.4

J ==

amperes32.237.5

5.12lo ==

03.932.296.20

IoIt

N ===

libras4.176"12

"36lbs8.58W =

×=

1940114.176totalW =×=




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Testigo 1:

Testigo 2:

Testigo 3:

Testigo 4:

2.5 MPA

2.9 MPA

3.0 MPA

3.1 MPA

Corroborándose la información obtenida en la estación meteorológica.

En conclusión: el ambiente en el área de tanques de la Refinería de Tula, Hgo., se clasifica en la fecha de evaluación como un ambiente seco y poco agresivo.


EJEMPLO.

Se requiere proteger contra la corrosión a un tanque cilíndrico vertical de almacenamiento, que contendrá hidróxido de sodio (NaOH) al 15%, localizado en el Complejo Petroquímico La Cangrejera, Ver., y se pretende pintar durante el mes de junio.

Para su protección se requieren dos sistemas de recubrimientos anticorrosivo:

• Para el interior, que resista el ataque de un álcali fuerte muy corrosivo, que se caracteriza por atacar el acero produciendo picaduras severas.

• Para el exterior, que resista el ambiente imperante en el sitio de instalación.

a. Determinación del sistema exterior:

• Se define el tipo de ambiente de la zona donde se localiza el tanque, concluyéndose que se trata de un ambiente húmedo y salino con gases derivados del azufre.

• Adicionalmente, se considera el producto por almacenar para prever la ocurrencia de posibles derrames y las condiciones ambientales que estarán presentes durante la aplicación.

• Se consulta la Norma 2.411.01 para analizar los posibles sistemas a emplear, considerando adicionalmente los requerimientos ambientales para lograr una buena aplicación; de manera que lo que se requiere es un sistema que pueda aplicarse en condiciones de alta humedad y el recubrimiento de acabado presente una resistencia al derrame de álcalis adecuada, que puede incrementarse al contar con espesores grandes de película seca.

• Esta circunstancia, el sistema elegido está formado por primario RP - 4B con enlace de RP - 7 y acabado con RA - 25.

• Alternativamente, los sistemas formados por RP - 6/RA -21 y RP - 7/RA - 25 pueden proporcionar protección satisfactoria y se elegirán en caso de no contarse con el primer sistema o por motivos económicos.

b. Determinación del sistema interior.

• Se define el tipo de agente corrosivo que estará presente en el tanque se trata de un alcali muy corrosivo.




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• Se consulta la Norma 2.411.01 para analizar los posibles sistemas a emplear, considerando las posibles variaciones en las concentraciones del producto a manejar.

• El sistema elegido está formado por primario RP - 10 y acabado con RA - 29, porque resiste la inmersión en sosa en concentración hasta de 50%, cuenta con un espesor importante de película que le confiere al tanque una protección con alta resistencia mecánica.


EJEMPLO.

Se pretende evaluar el comportamiento a largo plazo, que manifiestan los sistemas de recubrimientos empleados en el exterior de tanques que almacenan gasolinas amargas en la Refinería de Salina cruz, Oax.

1. Se recabó información del sistema aplicado, que consistió en una capa de primario RP - 6 y dos capas de acabado RA - 26, con espesor promedio de película seca de 10.7 milésimas.

Los letreros y franjas de identificación se hicieron con recubrimiento RA - 20 sobre el sistema RP - 6/RA - 26 terminado y curado al 100%.

2. Se recurre al uso del formato: evaluación de sistemas de recubrimientos en campo, haciendo hincapié en:

• Apariencia general.

• Fragilidad.

• Corrosión bajo película.

En el apartado de observaciones no se olvida incluir todos los tratamientos y reparaciones a que se ha sometido el sistema.

Se reporta el estado del sistema y se recomiendan medidas preventivas o correctivas que se deban atender. Se incluyen los reportes correspondientes al primero y decimo año de observaciones que se acompañan con las recomendaciones procedentes.




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Evaluación de sistemas de recubrimientos en campo

Localización: Area de tanques, refinería salina cruz, Oaxaca

Recubrimiento o sistema: Rp - 6/ra - 26

Ambiente de exposición: Húmedo y salino, con gases der. Del azufre

Tiempo que tiene operando: 1 Años

Falla o defecto Grado

Apariencia general

Fragilidad

Corrosión bajo película

Caleo L

Criterio de calificación Grupo de la falla:

1 - ofrecen buena protección. L Ligero

2 - ofrecen protección regular. M Moderado

3 - requieren trabajos de mantenimiento E Excesivo

4 - requieren substitución total.

Observaciones: Letreros de identificación con daños visibles

(desprendimiento)

Recomendaciones: Lavar con agua y cepillo de raíz y repintar

Letreros de identificación

CALIFICACION 1




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EVALUACION DE SISTEMAS DE RECUBRIMIENTOS EN CAMPO

LOCALIZACION: AREA DE TANQUES, REFINERIA SALINA CRUZ, OAXACA

RECUBRIMIENTO O SISTEMA: RP - 6/RA - 26

AMBIENTE DE EXPOSICION: HUMEDO Y SALINO, CON GASES DER. DEL AZUFRE

TIEMPO QUE TIENE OPERANDO: 10 AÑOS

FALLA O DEFECTO GRADO

APARIENCIA GENERAL E

FRAGILIDAD M

CORROSION BAJO PELICULA E

CALEO E

CRITERIO DE CALIFICACION GRUPO DE LA FALLA:

1 - OFRECEN BUENA PROTECCION. L LIGERO

2 - OFRECEN PROTECCION REGULAR. M MODERADO

3 - REQUIEREN TRABAJOS DE MANTENIMIENTO E EXCESIVO

4 - REQUIEREN SUBSTITUCION TOTAL.

OBSERVACIONES:

RECOMENDACIONES: RETIRAR LOS RESTOS DEL SISTEMA DE RECUBRIMIENTOS

Y REPONER USANDO EL MISMO TIPO

CALIFICACION 4




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V/ IV. Inhibidores de corrosión.

EJEMPLO

En la Ciudad de Manzanillo, Col., el suministro de combustible se hace por buquetanques hasta el muelle y se bombea de este lugar a la terminal de Almacenamiento en Tapeixtles, a 5.6 km de distancia. Se requiere determinar las causas de una falla que se presentó por picadura en las dos líneas de 24" de diámetro.

Diagnostico.

Del reconocimiento a las líneas falladas, se estableció que el mecanismo de falla se originó por un problema de corrosión interna.

Se formuló un plan de estudio, que incluyó el análisis del fluido y de los residuos encontrados en el interior de las tuberías, con los siguientes resultados:

• El producto presenta contaminación por azufre y agua en proporción variable.

• Los residuos manifestaron presencia de cloro, azufre, hierro y molibdeno, elementos que provocan picaduras, inducen la formación de ácidos y son alimento de bacterias anaerobias.

Recomendaciones.

1. En virtud del uso intermitente de las líneas y que éstas quedan empacadas, dada la naturaleza corrosiva del fluido que manejan, requiere instalar un sistema de protección a base de inhibidores de corrosión.

2. Se requerirá contemplar en el proyecto de las líneas que sustituirán a las falladas, la colocación de testigos al inicio y al final de las líneas para monitorear la efectividad del inhibidor seleccionado.

3. Se evaluarán tres diferentes inhibidores formadores de película, del tipo amina, sometiéndolos a pruebas dinámicas de exposición a un producto semejante al que se maneja; dependiendo del costo y los resultados de laboratorio, se eligirá el mejor, considerando una dosificación tentativa entre 10 y 50 partes por millón (ppm).

V/ V. Tareas diversas de ingeniería de corrosión.

V/ V.1 Cuadricula de resistividades.

EJEMPLO

Determinar la cuadrícula de resistividades del terreno donde se ubicará el edificio administrativo de la terminal marítima de Pajaritos, Ver., con el fin de diseñar el sistema de tierras correspondiente.

Procedimiento.

Primero: En el plano proporcionado por la dependencia que coordina el proyecto, se ubican los límites del terreno en el cual estará localizado el centro administrativo.




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Los límites del terreno están comprendidos:

Entre N - 151.30 y N - 191.30

Entre W - 140.75 y W - 40.75

Segundo: Se trazan líneas paralelas; al norte cada 10 m y el oeste cada 20 m.

Tercero: Se enumeran los puntos y se asignan coordenadas N - W.

Cuarto: Se identifican cada uno de los puntos en el terreno, tomando como referencia los límites indicados en el primer paso.

Quinto: Se miden las resistividades a una profundidad de 3 m que debe ser la separación entre electrodos de potencial.

Sexto: Se hace una tabla que incluya número de punto, coordenadas y valores de resistividad obtenidos.

Como un punto adicional en un plano se trazan curvas de isorresistividad.

Los valores obtenidos en cada uno de los puntos se mencionan a continuación:




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COORDENADAS RESISTENCIA RESISTIVIDAD PUNTO

N W OHM OHM - CM

1 151.30 140.75 1.62 3053

2 151.30 120.75 1.65 3110

3 151.30 100.75 2.23 4203

4 151.30 80.75 2.22 4184

5 151.30 60.75 0.51 961

6 151.30 40.75 0.52 980

7 161.30 40.75 0.55 1036

8 161.30 60.75 0.49 923

9 161.30 80.75 0.57 1074

10 161.30 100.75 0.80 1508

11 161.30 120.75 1.99 1751

12 161.30 140.75 0.78 1470

13 171.30 140.75 1.34 2526

14 171.30 120.75 2.44 4600

15 171.30 100.75 8.0 15079

16 171.30 80.75 7.42 13986

17 171.30 60.75 8.0 15079

18 171.30 40.75 0.65 1225

19 181.30 120.75 5.70 10744

20 181.30 100.75 8.55 16116

21 181.30 80.75 2.49 4693

22 181.30 60.75 1.96 3694

23 181.30 40.75 1.00 1884

24 191.30 60.75 1.30 2450

25 191.30 40.75 1.40 2638




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Figura 25. (V/ V.1.1)

Curvas de isorresistividad del terreno donde se ubicará el edificio administrativo de la terminal de Pajaritos, Ver.

W - 40.75

N -

151

.30

N -

191

.30

W 140.75

mpr-v-001-2002- manual de proced. de ingenieria de diseño- ingenieria de corrosion

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