nace pims 2017 in lima, peru attracts over 200 corrosion

1 LAA News January 2018

NACE International News for the Latin American Area January 2018

NACE PIMS 2017 in Lima, Peru Attracts Over 200 Corrosion Professionals

Between November 15 and 17, 2017 the Pipeline Integrity Management Seminar (PIMS) took place in Lima, Peru as programmed by NACE International and the Latin American Area Board. The event was hosted

by the NACE Lima Peru Section.

More than 200 attendees filled the conference halls of the event at JW Marriot Hotel Lima. The event program, opened by NACE Vice President Jeff Didas, contained over 30 technical presentations, five keynote presentations, and a forum that addressed “Importance of Risk Analysis and Cost Control in Pipeline Integrity Management.” The exhibitor hall featured 13 exhibitors and several international sponsors supported the event.

It was an opportunity for the members to update themselves in the pipeline integrity technologies, corrosion prevention and inspection methods, as well as a chance to network and exchange experiences in the subject with other Latin Americans and participants from the United States, Canada, and Europe.

Didas also presented a keynote address to explain “How to Participate in NACE Technical Activities from Outside the USA.” He emphasized that, “the Latin American Area – LAA has some unique corrosion issues and creating a technical committee or a Technical Exchange Group (TEG) using the Section Technology Advisory Group (STAG) system will be an effective method of addressing these issues.” The NACE Chile Section has expressed their intention to form a mining Task Group (TG) and the NACE Lima Section would initiate a transportation-based TG in Peru addressing docks-piers-loading facilities.

NACE PIMS 2017 in Lima, Peru Attracts Over 200 Corrosion Professionals .......................................1

From IMPACT to IMPACT PLUS® ........2

Benefits of Being a Corporate Member .................................................3

Evaluación de integridad y riesgo de ductos susceptibles de corrosión interna con restricciones para el uso de inspección en línea (ILI) .................6

Recubrimientos para el control de corrosión bajo aislamiento ....................... 10

A New Class of Polymer Linings for Sulfur Corrosion Prevention .................... 12

NACE LAA Section Leaders Hold Strategic Planning Session in Lima ..... 14

SLOM XIII JORNADA 2017 – Cartagena, Colombia ................................. 14

Actividades del Grupo de Corrosión en la Comisión Nacional de Energía Atómica de Buenos Aires ........................ 15

RIO PIPELINE & OTC BRAZIL 2017 - Rio de Janeiro, Brazil ................................ 17

LatinCorr 2018 ............................................... 18

The Value of Accurately Predicting Potential Corrosion Failures .................... 21

Cursos y eventos entre Enero y Junio 2018 ...................................................... 23

IN THIS ISSUE...


From IMPACT to IMPACT PLUS®

The most significant outcome of the IMPACT study (launched by NACE International in March 2013 and released in March 2016) was the need to change

how corrosion decisions are made. To meet this need, the IMPACT PLUS, available exclusively through a web-based portal, was developed as a set of online asset management tools that offers a common language and structure needed to ensure communication throughout all levels of an organization. IMPACT PLUS was designed to deliver the most significant need of the corrosion industry, according the NACE International IMPACT study. That need is to change how corrosion decisions are made.

Three tools are available through the portal for companies to assess the maturity of their corrosion management processes: Corrosion Process Classification Framework; Corrosion Management Maturity Model; and the Reference Library.

First, a company can individually go to the portal and participate in the online corrosion management assessment at no cost if the company participants are NACE members. The data from a 273-question survey is input into the IMPACT portal database. An individual feedback report is given back to the participating company. This report will only show how the company ranks and will not allow for comparing to other survey participants.

Through the use of a NACE-certified IMPACT PLUS Navigator, a company can go through the same survey data input and receive a more comprehensive report back with comparative analysis and suggestions for improvement. Navigators will help companies analyze the report data and prioritize areas for improvement.

In the reference library, users will find multiple sources of information to close performance gaps identified through the Corrosion Management Maturity Model. This information can be content from NACE; third parties; and the American Productivity & Quality Center (APQC), which is a partner of the study and IMPACT PLUS.

“Our industry is going to take a quantum leap forward in addressing how corrosion management is done,” said Elaine Bowman, project manager for IMPACT PLUS. “Until now our industry has solely focused on the technical side of solving corrosion issues; now we have the ability to focus on the complete picture, both the technical and business side.”

One company in Mexico has found first-hand the value of utilizing the IMPACT PLUS tools to analyze their corrosion management program. IEnova, a Sempra Energy Company, found that their company scored higher across all nine management areas covered in the corrosion management survey than all the aggregate respondents to the 2016 IMPACT study. IEnova also identified the gaps in their corrosion management system, which will allow them to focus on specific areas for improvement. One critical factor in the successful outcome IEnova experienced is the total commitment of the company’s senior leadership to the integration of corrosion management into all operational areas. A complete case study on IEnova’s outstanding results was presented at PIMS Lima Conference by Dr. Jorge Canto in November 2017.


Benefits of Being a Corporate Member

The NACE International Corporate Membership offers companies the opportunity to increase their visibility with their peers and customers as a leader in the

area of corrosion control and/or the associated fields.

The Corporate Membership is categorized by levels depending on the number of representatives the company wants to have associated with the membership account. Membership levels also depend on the types of benefits that best fit the corporation.

The Iron Membership allows for two corporate representatives to enjoy the same benefits of individual members, plus the following important benefits:• Company name listed in the NACE web site• Corporate Membership plaque• Discounts on NACE books• Access online to CORROSION Journal• Online access to annual conference papers• Access to NACE Photo Library with sharing permission• NACE Career Center advertisement discount• Unlimited $75 NACE course discounts for

representatives• Recertification fee waived which is a $240 value for

individual members and $450 for non-members. This benefit also applies only for the representatives in the account.

• Access to online to NACE corrosion standards.

NACE also offers three other categories for the Corporate Membership. The Silver category allows for seven company representatives in the account; the Gold category allows for 13 company representatives; and the Diamond category allows for up to 20 company representatives. There is a category to choose from for all types of companies or company sizes. For the Diamond membership, the following benefits are also included in addition to the benefits already listed above for the Iron category:• Company profile in Materials Performance (MP)• Unlimited NACE Career Center featured job postings• NACE Annual Conference Corporate Lounge privileges• Online subscription to the Corrosion Analysis Network• Company logo on NACE web site• Corporate logo on prominent NACE materials • Single-day passes to NACE annual conference technical

symposia• Diamond Lounge access at annual conference• Company site licensing of NACE corrosion standards

NACE Corporate Members become part of a huge network of industry leaders in the corrosion field and will be recognized as part of the premier authority for corrosion control solutions in the world. In 2017, NACE membership was consistently above 36,000 members and CORROSION 2017 in New Orleans gathered over 6,500 attendees from over 70 countries. Over 700 company booths were represented in the exhibits, all exchanging technological advances and solutions in corrosion control and discussing new business opportunities.

It is also worth highlighting the well-known and respected education and certification programs offered by NACE, which can be accessed by company representatives at discounted pricing to enhance their career.

Before closing, we are showing below the NACE logos given to the Corporate Members, which can also be used by the member companies in their own marketing materials.

Diamond

Gold

Silver

Iron

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Finally, the summary of the benefits are shown first in English and later in Spanish for our Latin American community.

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IRON SILVER GOLD DIAMOND

Número de Representantes Corporativos

(con los mismos beneficios de los Miembros Individuales)2 7 13 20

Descuentos Corporativos en Libros NACE • • • •Acceso en línea a Trabajos de Conferencias Anuales de NACE • • • •Acceso a Archivos Fotográficos NACE con permiso para compartir • • • •Descuentos para publicar oportunidades de empleo disponibles en Centro Profesional de NACE • • • •Descuentos ilimitados de $75 en Cursos NACE para los representantes corporativos • • • •Exoneración de Costos de Re-certificación para los representantes corporativos (valor de $240) • • • •Perfil de la Empresa en Materials Performance • • •Publicación ilimitada de Oportunidades de Empleo disponibles en Centro Profesional de NACE • • •Privilegios de Acceso Corporativo al Lounge en Conferencia Anual NACE • • •Acceso en línea al Corrosion Analysis Network • •Logo de la Empresa en Página Web de NACE • •Logo de miembro Corporativo publicado en materiales NACE de amplia circulación •Pases de Un Día a Presentaciones Técnicas en la Conferencia Anual de NACE •Acceso al Lounge Diamond en la Conferencia NACE para los representantes corporativos •Licencia para uso de Standards NACE en el lugar de la Instalación corporativa •

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Evaluación de integridad y riesgo de ductos susceptibles de corrosión interna con restricciones para el uso de inspección en línea (ILI)El presente artículo está basado en la publicación “A Framework for the Probabilistic Integrity and Risk Assessment of Unpiggable Pipelines” presentado en el Simposio de NACE INTERNATIONAL CORROSION 2017 elaborado por Carlos Melo, Markus Dan y Ron Hugo (University of Calgary) y Alberto Janeta (Petroamazonas EP).Por: Alberto Janeta.

Los ductos y tuberías son la forma más segura de transportar fluidos peligrosos por sobre el

transporte en tanqueros o trenes. Sin embargo, los ductos y tuberías son susceptibles de fallar por diferentes causas. Diferentes prácticas estándar y recomendaciones han identificado y clasificado las amenazas que puedan causar la falla de este medio de transporte de fluidos.

Entre estas amenazas se encuentra la corrosión interna, la falla del material, la corrosión externa, los daños por causados por terceros, los errores operativos, las fuerzas externas (naturales) y las causas no determinadas. Diversas fuentes como el ente regulador de Energía en Alberta, Canadá (Alberta Energy Regulator’s) en 2013 mostró que aproximadamente el 55% de las fallas de tuberías y ductos que transportan fluidos derivados de hidrocarburos fueron causadas por corrosión interna y que de este porcentaje entre el 20-30% están relacionados con la corrosión asistida por microorganismos.

Los programas de integridad de ductos (PID) como los enmarcados en las prácticas recomendadas como API 1160 o ASME B31.8S presentan metodologías sistemáticas que deben seguirse para la implementación.

Un plan de integridad de ductos o tuberías, requiere de la definición de una “línea base”, que permita la identificación de zonas críticas, de alta consecuencia. A continuación, se deberá recolectar la información física, constructiva como operativa. El tercer paso de un PID requiere de la evaluación del riesgo para la

identificación de las amenazas como la corrosión externa o interna.

El cuarto paso consiste en llevar a cabo una inspección usando la inspección en línea (ILI), prueba hidrostática o evaluación directa que permite generar la “línea base” del estado de actual del ducto o tubería. En función de esta información el quinto paso del PID requiere generar el plan de inspección y mitigación de las amenazas identificadas en el cuarto paso durante la generación de la evaluación de la línea base. El sexto paso es la determinación de los intervalos de re evaluación.

Otros pasos adicionales son requeridos para evaluar y mantener el programa de integridad, pero no son objeto del presente artículo, los seis primeros pasos son cubiertos en función de la generación de línea base del PID a través de la evaluación de la integridad e identificación de las amenazas.

La práctica estándar API 1160 reconoce que existen tres métodos de evaluación de integridad, probablemente los más comunes dentro de la industria: la prueba hidrostática (PH), la inspección en línea (ILI) y la evaluación directa (ED).

La prueba hidrostática (PH) consiste en probar la capacidad de la tubería mediante la aplicación de una carga superior a la presión de operación, su principal restricción para ser realizada recae en la necesidad de sacar de operación a ducto o tubería, realizar un cambio de fluido, las adaptaciones necesarias para aislarla y probarla y finalmente se debe tomar en cuenta que se convierte en

una prueba destructiva que puede sensibilizar defectos dejándolos justo por debajo de su límite de falla.

Sin duda la inspección en línea (ILI) es el método más efectivo para la inspección, provee información detallada acerca de la integridad discriminando entre múltiples tipos de indicaciones como corrosión externa, interna, abolladuras, entre otras. Lamentablemente un porcentaje alto, entre el 50-90% de las tuberías en operación tiene restricciones para poder ser inspeccionadas sean estas constructivas (falta de lanzadores y recibidores u otras) u operativas (temperatura, velocidad del flujo u otras). Estas tuberías suelen conocer como “no-piggables”.

La evaluación directa es un proceso de cuatro pasos que incluye la inspección directa para validar la integridad de un ducto o tubería en relación de los mecanismos de daño dependientes del tiempo como la corrosión externa o interna. La evaluación directa no provee información detallada acerca de la integridad de los ductos o tuberías, pero es la opción más económica para evaluar la integridad de las tuberías “no-piggables” y con un manejo adecuado de las incertidumbres puede tener resultados altamente efectivos.

NACE Internacional se ha encargado de publicar varios estándares para diferentes aplicaciones de ICDA, DG-ICDA NACE SP-0206 (Dry Gas); LP-ICDA NACE SP-0208 (Liquid Petroleum); WG-ICDA NACE SP-0110 (Wet Gas) y recientemente la MP-ICDA NACE SP-0116 (Multiphase) para fluidos multifásicos.

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Todas las metodologías de evaluación directa incluyen el cumplimiento de cuatro pasos (Ilustración 1). El primero, la pre evaluación requiere de la recolección de información acerca la tubería o ducto y establece la factibilidad de aplicación de la metodología. El segundo paso es la inspección indirecta en la cual, para la corrosión, interna, se implementarán el uso de modelos avanzados de flujo y corrosión que no cuantifican la incertidumbre temporal en el proceso de corrosión. El tercer paso, es la inspección directa que es llevada a cabo en los puntos con mayor susceptibilidad de corrosión interna, sin embargo, estos puntos de verificación no son seleccionados bajo un criterio de riesgo. Esta verificación se desarrolla mediante el uso de ensayos no destructivos (END) como el ultrasonido. Finalmente, la pos evaluación consiste en la estimación de la vida remanente de la tubería y los intervalos de re evaluación, una vez más, la metodología puede ser optimizada a través de la decisión basada en riesgo.

Ilustración 1. Metodología de evaluación directa según estándares de NACE.

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Desde que el primer modelo de corrosión fuera desarrollado por Waard and Milliams en 1975, la industria y las entidades de investigación han desarrollado avances en los modelos electroquímicos que sustentan los modelos de corrosión y ayudan a los modelos de flujo. La corrosión inducida por microorganismos, formación de escala y el transporte de masa son varios factores que influencian en las condiciones corrosivas y de flujo dentro de las tuberías. Los modelos de flujo pueden ser usados para predecir las condiciones de flujo, es necesario determinar las secciones de cambio de flujo para analizar la preponderancia a sufrir corrosión o a sufrir depósitos de sólidos.

La evaluación de riesgo forma parte de los programas de integridad de ductos y tuberías, el estándar ISO 31010 presenta un proceso de gerenciamiento de riesgo que es aplicable como entrada para la alimentación del criterio

riesgo aceptable, en la evaluación y mitigación y en la definición de los intervalos de re evaluación disminuyendo la incertidumbre en la toma de decisiones, consecuentemente permitirán optimizar las tareas de inspección y mantenimiento, lo que debería minimizar los costos y mejorar la seguridad de operación.

En la siguiente Ilustración se puede observar la relación existente entre el pan de integridad según API 1160 y el marco base propuesto en “A Framework for the Probabilistic Integrity and Risk Assessment of Unpiggable Pipelines” y el gerenciamiento de riesgo propuesto por ISO 31010.

Como se puede ver la primera parte de identificación del riesgo se concentra en la corrosión interna, a continuación, la recolección de datos indicado en API 1160 son completados a través de la modelación de flujo

y corrosión, así como la evaluación de riesgo se completa mediante un análisis de confiabilidad y el modelo de consecuencia de riesgo.

El plan evaluación de línea base, cuarto paso, de API 1160 se relaciona con el riesgo de falla y el criterio de aceptación de riesgo proveniente de ISO 31010 y el proceso concluye cuando según el marco base propuesto se utiliza la evaluación del riesgo para la optimización de las tareas de inspección, mitigación y monitoreo. El modelo de corrosión utilizado para la evaluación indirecta requiere ser validado y retroalimentado mediante ensayos no destructivos (inspección directa), el marco base propone un proceso estocástico para la retroalimentación.

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Ilustración 2. Contraste entre el marco base de evaluación propuesto por “A Framework for the Probabilistic Integrity and Risk Assessment of Unpiggable Pipelines” (Melo C., 2017) y los estándares API 1160 y ISO 31010 de integridad de ductos y gerenciamiento de riesgo respectivamente.

Las tuberías y ductos con restricciones constructivas u operativas para su evaluación mediante inspección en línea (ILI) constituyen un reto para la mitigación del riesgo de su operación, las técnicas de evaluación directa representan una solución que pueden ser mejorada a través

de la implementación del análisis de riesgo, el análisis de sensibilidad e incertidumbre ante las variables de los modelos de flujo y corrosión y los procesos estocásticos en la retroalimentación del modelo de corrosión.

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MAKING CONNECTIONS

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I’ve worked for 35 years as an inspector in the oil & gas industry, inspecting pressure vessels, hydrocarbon storage tanks, pipes, and pipelines. It would be impossible to imagine my career without the imprint of NACE. When I was designing my career, I always found some course and certification that gave more validity and recognition.

– José Caprarulo, NACE CIP Level 2, CP1, and Corrosion Technologist Certified, Self-Employed

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Recubrimientos para el control de corrosión bajo aislamiento

1. IntroducciónThe specifications for this new El aislamiento es un componente

importante y necesario de un sistema de elementos que brindan servicio en un proceso determinado y está diseñado para ahorrar energía, controlar la temperatura del proceso y proteger a los trabajadores de los riesgos frente a las altas temperaturas. Por lo general se considera que los aislamientos protegen los materiales subyacentes (normalmente aceros al carbono) de los efectos ambientales adversos La corrosión bajo aislamiento (CUI, siglas en inglés) es uno de los fenómenos más conocido principalmente en la industria de petróleo y gas, donde el daño corrosivo es causado por el agua atrapada en la interfase del metal y el aislamiento, y puede ocurrir en tuberías, recipientes a presión y elementos estructurales con aislamiento o con revestimiento contra el fuego (fireproofing). La presencia de agua es esencial para el inicio de la corrosión en los elementos aislados: si no hay humedad o agua, entonces no hay corrosión. Por lo tanto, la prevención de la penetración de agua en el sistema de aislamiento es primordial.

2. Importancia La corrosión bajo aislamiento es un problema conocido desde hace aproximadamente 60 años, y los factores que impulsaron su estudio fueron los riesgos de seguridad y costos económicos que involucraban fallas prematuras en el aislamiento durante los procesos en planta. El primer estándar relacionado a la corrosión bajo aislamiento fue emitido por ASTM y se denominó C692, el año 1971. Por otra parte, Exxon Mobil, el año 2003 realizó un estudio que demostró que los costos de mantenimiento de tuberías

pueden llegar a ser entre 40-60% de la inversión total y son causadas principalmente por problemas de CUI. Aunque es un fenómeno muy estudiado por tanto se conocen sus causas y efectos. Sin embargo, la importancia de continuar de su estudio e investigación radica en la necesidad de mejorar y establecer nuevos procedimientos para su prevención y mitigación porque hasta hoy en dia la inversión económica que involucra la prevención y mantenimiento de elementos aislados es considerablemente alto [1,2]

3. Principales FactoresPara evaluar y mitigar un problema de CUI se deben tener en cuenta cinco factores: (a) el material usado como aislante, (b) el tipo de revestimiento, (c) el tipo de sustrato metálico del equipo, (d) la atmósfera o tipo de ambiente y (e) el diseño del elemento. Se recomienda que el sistema de recubrimientos siempre este presente debajo del aislamiento, asimismo

aquellos formulados para inmersión son los más recomendados contra CUI tanto para acero al carbono como para acero inoxidable austenítico/dúplex. En el presente trabajo, revisaremos las propiedades y características que deben tener los recubrimientos usados para prevenir CUI [1,3,6]

4. Selección Correcta del Sistema de Recubrimiento Para una correcta selección del sistema de recubrimiento es necesario tener en cuenta parámetros como: (a) temperatura máxima de exposición del recubrimiento en condiciones seca y de inmersión, (b) grado mínimo requerido de preparación de superficie, (c) resistencia a los cambios cíclicos de temperatura durante el proceso incluso hasta el choque térmico, (c) número de capas y espesor de película seca, y (d) si es auto-imprimante o requiere una capa de acabado. Otro detalle muy importante es que los sistemas de recubrimientos formulados para

Figura 1. Efecto de la penetración del agua en el refuerzo del recipiente [Copyright: “Focus on the insulation System: Mitigation of corrosion under insulation”, FESI Document 10, 2015, pp. 5]

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CUI, debe ser testeado con la finalidad de evaluar su resistencia al daño corrosivo en presencia de agua y temperatura cíclica o constante. Los ensayos más importantes que se deben evaluar son: resistencia a temperatura constante y cíclica (en algunos casos a temperatura criogénica), resistencia a la exposición en atmosfera corrosiva natural o acelerada (niebla salina, corrosión cíclica, prohesión, etc.), envejecimiento térmico, inmersión intermitente en agua caliente o en ebullición, y resistencia química [4,5]. El estándar NACE SP0198-2010 detalla los sistemas de recubrimientos típicos genéricos recomendados para proteger acero al carbono (Tabla N° 1) y acero inoxidable, como se muestra a continuación:

5. Referencias[1] R. Javaherdashti, “Corrosion under Insulation (CUI): A review of essential knowledge and practice”, JMSSE Vol. 1 (2), 2014, pp. 36-43.

[2] B. J. Fitzgerald, S. Winnik, “A Strategy for Preventing Corrosion Under Insulation on Pipeline in the Petrochemical Industry”, JPCL, April 2005, pp. 52 -57

[3] “Corrosion under Insulation and Fireproofing” API Recommended Practice 583-2014, pp. 12-16

[4] S. Daly, “A review of state of the art in Corrosion under insulation (CUI) testing”, Technical Workshop CUI, NACE Jubail, 2015.

[5] B. Martens, “Specifying and testing CUI protective coating systems”, Technical Workshop CUI, NACE Jubail, 2015.

[6] “Corrosion Control Under Thermal Insulation and Fireproofing Materials: A Systems Approach” Standar Practice NACE SP0198-2010, pp. 20-26.

Número de Sistema

Rango de Temperatura

Preparación de superficie

Perfil de anclaje,

Capa Imprimante mil (µm) Capa de acabado mil (µm)

CS-1 -45 a 60 °CNACE 2 /

SSPC –SP 10 mils (µm)Epoxico alto espesor, 5 (130)

Epoxico, 5 (130)

CS-2 (a) -45 a 60 °CNACE 2 /

SSPC –SP 10 2 – 3 (50-75) No aplica Epoxico fundido por fusión (FBE)

CS-3 -45 a 150 °CNACE 2 /

SSPC –SP 10 2 – 3 (50-75) Epoxico fenólico, 4-6 (100-150) Epoxico fenólico, 4-6 (100-150)

CS-4 -45 a 205 °CNACE 2 /

SSPC –SP 10 2 – 3 (50-75)Epoxico novolaca o silicona hibrida, 4 – 8 (100 – 200)

Epoxico novolaca o silicona hibrida, 4 – 8 (100 – 200)

CS-5 -45 a 595 °CNACE 1 /

SSPC –SP 5 2 – 3 (50-75)TSA(b), 10 – 15 (250 – 375)

Opcional: sellar con recubrimiento(c) epoxico diluido o silicona, 1.5 (40)

CS-6 -45 a 650 °CNACE 2 /

SSPC –SP 10 2 – 4 (50-100)Copolímero inorgánico o recubrimiento con matriz polimérica inerte, 4-6 (100-150)

Copolímero inorgánico o recubrimiento con matriz polimérica inerte, 4-6 (100-150)

CS-7 60 °CSSPC – SP 2/SSPC –SP 3 1.5–2.5 (40-65)

Película delgada de cinta de petrolato o cera de petróleo

Cinta de petrolato, 1– 2 (40 – 80)

CS-8 (d) -45 a 650 °CHidrolavado a baja presión

hasta 300 PSINo aplica No aplica

Epoxico novolaca o fenólico, silicona, silicona modificada, copolímero inorgánico, recubrimiento con matriz polimérica inerte, aplicada en campo (e)

CS-9 (f) AmbienteNACE 2 /

SSPC –SP 10 No aplicaEpoxico o epoxico fenólico, 4-6 (100 – 150)

Epoxico o epoxico fenólico, 4-6 (100 – 150)

CS-10 (g) AmbienteChorro abrasivo con granalla fina

no metálica2 – 3 (50-75)



Tabla N° 1. Sistemas de recubrimientos típicos aplicados en acero al carbono bajo aislamiento térmico y protección contra fuego [6]

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A New Class of Polymer Linings for Sulfur Corrosion PreventionBy Richard F. Keeler and Nick Subotsch, Peerless Performance Resins & Composite Systems

When looking at ways to reliably prevent chemical corrosion from sulfur

compounds, there are many choices in our industry. This corrosion negatively affects steel structures as well as concrete slabs. Each choice has its positive attributes and negative traits. Most commonly these facilities are water reclamation/processing plants and oil and gas plant facilities. In the water treatment industry the elemental sulfur comes from the waste material. These are the reactions that are of most concern to us.

Under anaerobic conditions bacteria breaks down sulfur oxides to sulfur ions.

SO4-2 + Bacteria → S-2

These reactive sulfur ions react with hydrogen to make H2S.

S2-2 + 2H+ → H2S

This gas fills up the air cavities in pipes, etc. and it then reacts with oxygen in the air.

H2S + 2O2 → 2H2SO4

Both of these compounds are corrosive species that affect steel and concrete. In oil and gas facilities, H2S comes from the crude oil, reacting and producing more sulfur species which are corrosive. There are many materials that are capable of providing a barrier like thermosets, thermoplastics, rubbers, and other hybrid systems. Commercial systems include epoxies (2 pack coatings and linings), polyethylene (PE) and high density polyethylene (HDPE), and polyurethane (PUR)/polyurea (2 pack coatings and linings). These materials have intrinsic properties that are dependent on the chemical structure of the material and the curing mechanism involved.

Traditional 2K epoxy systems are very popular in these applications as this chemistry predates the 1970’s. The original systems proved difficult to cover severely degraded surfaces because of the formation of pinholes and outgassing. To counter the issues, high-build epoxies were introduced to the market. These systems were more resilient and worked better. Then in the 1990s enhanced fast-cure epoxies were introduced that required expensive plural spray equipment operated by trained personnel (and often needed heaters). These enhanced systems allowed for thicker wet film thicknesses with minimal sagging. But these fast-cure epoxies are exothermic in nature, releasing a lot of heat as the chemical reaction between the resin and the curing agent progresses. When applied over concrete, the heat draws moisture from the concrete, which compromises the adhesion of the coating. As the system cools down the contraction will create internal stress in the epoxy matrix. This increases the risk of defects such as mud cracking and delamination as the coating ages. These fast-curing systems can be patched and repaired successfully but a lot of care must be used since the short pot life limits the idea of mixing small quantities and using a brush to apply.

PE gathered momentum in the industry during the late 1990s, being used as sleeves inside process pipes. At that time polyvinyl chloride (PVC) was being used in the industry and PE was seen as a system that could overcome the long-term degradation and embrittlement issues that plagued PVC. After its introduction the market started to identify that PE had an issue with creeping as thermal cycling resulted in weld fractures and large

areas getting loose. To counter these issues,HDPE was introduced to the market. The biggest concern of HDPE is its usage in underground pipes since the pipes are subject to stresses from the normal ground movements.

PUR systems were developed after the success of epoxy systems to overcome some of the weaknesses of epoxy, which includes the creation of cracks and related failures due to substrate movement and lack of flexibility. There was a strong drive in the 1980s to move toward PUR systems. The low tolerance to moisture and the need for primers was a demonstrated negative trait of such systems. The next step in the evolution was polyurea systems. These systems feature better moisture and chemical resistance with the big advantage of fast return to service due to its fast curing. Due to its short pot life, expensive plural spray equipment and trained personnel are required for these amine-cured isocyanate systems. Since these are fast-curing systems, the usual defects of bubbling and blistering are still an issue, which goes hand in hand with cure shrinkage and possible delamination due to internal stresses.

Ultra epoxy is the next generation in 2K epoxy technology. This epoxy system combines known epoxy performance and matches it with a capability of thick wet film thickness of up to 0.80 inches without sagging and the ability to be applied using conventional equipment (no expensive plural-spray equipment is needed). The ultra is also easily able to be applied using a brush or a trowel without worrying about the issues coming from short pot life systems. The ultra has a low exotherm as it cures so there is no

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transfer of internal stress to the epoxy system during cure. Patching and repairing is also simple since there are no short pot life-related limitations and it can be mixed by hand in the field.

As a summary, we have seen many different systems and chemistries entering the asset protection market trying to overcome the limitations of other systems. In addition to the ones already referred to earlier there are other systems based on acrylics (methyl

methacrylate [MMA]), unsaturated polyester (UPR), and vinyl ester (VE). Chemistries have also changed as regulatory and safety needs change in the industry. As an example, the epoxy systems evolved from solvent-based to solvent-free, which then required the use of plural-spray equipment. Out of all these systems epoxies are the most popular system due to documented successful application history. The ultra epoxy avoids the shortcomings of the modern enhanced 2K epoxies while

keeping the documented chemical resistance and performance. Below is a table comparing the systems discussed in this article that shows the advantages of the ultra epoxy.

Features of Polymer Lining Systems in the Market

Easy to Apply High Wet Film Thickness Low Internal Stress Can be Repaired

and Patched

Traditional 2K Epoxy Yes No Yes Yes

Enhanced 2K Epoxy No Yes No Limited

PE and HDPE No Yes Yes No

PUR/Polyurea No Yes No No

Ultra Epoxy System Yes Yes Yes Yes

Contact Information:

Richard F. Keeler, +1 832-422-2295

Nick Subotsch, +61408949368, [email protected]



On November 14, NACE Latin American Area Section (LAA) leaders met in Lima to

hold a session on strategic planning in accordance to NACE’s ongoing planning process. The process is designed to provide a roadmap that ensures achieving the goals and objectives of the area. A strategic plan was developed in support of the association’s overarching goals and is in alignment with the NACE mission and core ideology.

The majority of the LAA sections were represented by leaders from countries such as Bolivia, Colombia, Chile, Ecuador, Mexico, Panama, Peru, and Venezuela. Leaders demonstrated their passion for volunteering in favor of improving Latin America’s member participation and access to NACE events and

opportunities for professional growth in the field of corrosion prevention.

The Latin American Area embraced NACE International’s vision of a diverse, global community of professionals who are committed to providing society with comprehensive solutions to protect our assets today and in the future, rewarding all involved with fulfilling life-long careers.

Overall, the plan looks to enhance member participation, increase events opportunities, and maximize access to NACE programs, products, and services in the area of Latin America. The leaders also seek to increase local corporate support for member participation and to establish agreements with official and private sectors.

NACE LAA Section Leaders Hold Strategic Planning Session in Lima

NACE International has partnered with SLOM (Sociedad Latinoamericana de Operadores de Terminales Maritimo Petroleros y Monoboyas) to collaborate in integrity and corrosion issues in the maritime industry in Latin America.

SLOM’s annual conference is dedicated to the presentation of innovative technologies and specialized products and services for the marine and port sector, including oil terminals in Latin America with participants from several countries.

SLOM XIII JORNADA 2017 – Cartagena, Colombia

The NACE booth received several visits from many professionals and companies present at the event.Left to right: Eduardo Villasmil, Coretech, Colombia; Sandy Williamson, NACE past president; Samir Degan, NACE president; and Jose Herrera, Latin American Area chair.

Samir Degan, NACE president, and Sandy Williamson, NACE past president, attended the event that took place in Cartagena from October 3-5, 2017.


En la provincia de Buenos Aires, particularmente en el Centro Atómico Constituyentes

(CAC) de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA, Argentina) se emplazan los laboratorios de corrosión básica, aplicada y de servicios a la industria, pertenecientes a la Gerencia Materiales de dicho centro.

Creado hace 62 años, el grupo de Corrosión de CNEA se dedicó originalmente a estudiar la degradación de los materiales utilizados en reactores de investigación y de potencia, como el caso de aleaciones de aluminio en agua y soluciones salinas. Se destaca la incorporación del Profesor José R. Galvele a dicha institución en el año 1959, quien rápidamente y luego de alcanzar su título doctoral obtuvo renombre internacional por sus contribuciones científicas al estudio de la corrosión localizada, las cuales mantienen la vigencia en la actualidad (ver recuadro). Galvele realizó aportes en las áreas de corrosión por picado, en rendijas y corrosión bajo tensión, recibiendo algunas de sus publicaciones más de cien citas y premios (T.P. Hoar Award 1982 y 1988, W.R. Whitney Award, Evans Award y Espada de Evans 1999). Durante las décadas de 1970 y 1980 promovió la visita a la Argentina de T.P. Hoar, R.W. Staehle, J.C. Scully, K. Vetter, N. Sato, S. Szklarska-Śmiałowska y R. Oriani, entre otros, quienes capacitaron a más de 190 profesionales de toda América Latina en degradación de materiales en el marco del Programa Multinacional de Metalurgia, auspiciado por la Organización de los Estados Americanos (OEA).

Como parte del grupo de Corrosión de CNEA, se debe hacer mención a la labor del Profesor Galvele en su rol de educador como Director

del Instituto Sabato1 quien cimentó las bases de la formación del perfil científico-tecnológico de los profesionales de grado y posgrado que de dicha institución egresan.

Actualmente, el grupo de Corrosión de CNEA cuenta con especialistas en el área de materiales dedicados a la investigación básica en corrosión localizada de aleaciones resistentes para la construcción de barreras ingenieriles de repositorios nucleares y de componentes de centrales nucleares (i.e. tubos de generador de vapor), como así también en el estudio de materiales candidatos para la fabricación de un desalinizador nuclear diseñado en CNEA. En dicha área también se colabora con el proyecto Central Argentina de Elementos Modulares (CAREM25) en la caracterización a la corrosión-fatiga de aleaciones base níquel que serán utilizadas para la construcción del primer reactor de baja potencia con sus circuitos primario y secundario integrados. En paralelo, se colabora en proyectos de investigación básica en el marco de consorcios nacionales e internacionales con empresas como General Electric, Tenaris, YPF Tecnología y Nucleoeléctrica Argentina-SA.

El área de corrosión aplicada brinda soporte en corrosión de armaduras de hormigón a la industria nuclear y se encuentra desarrollando soluciones para la medición en línea de dicho mecanismo de degradación. A su vez, también ha llevado a cabo evaluaciones electroquímicas y de biocompatibilidad en aleaciones base circonio, titanio y aceros inoxidables. Por otro lado, se está estudiando la resistencia a la corrosión de elementos combustibles de reactores de investigación durante la etapa intermedia de disposición final en piletas

El grupo de Corrosión también cuenta con facilidades de alta presión y temperatura para simular la operación dentro de un reactor nuclear permitiendo el ensayo de materiales de interés nuclear en dichas condiciones.

Por su parte, el laboratorio de servicios del grupo Corrosión brinda asistencia a industrias tales como petroleras, centrales térmicas e hidroeléctricas, etc., a través de análisis de fallas, estudio de corrosión microbiológica y en recubrimientos.

Actividades del Grupo de Corrosión en la Comisión Nacional de Energía Atómica de Buenos Aires

En reconocimiento al Prof. Dr. José R. Galvele por el 40° Aniversario de su publicación “Transport processes and the mechanism of pitting of metals”, J. R. Galvele, Journal of the Electrochemical Society, 123, 464 (1976) durante la Conferencia Internacional NACE Corrosion 2016 se realizó el simposio de “Mecanismos de Corrosión Localizada” en su memoria y a la vez, la revista Corrosion lanzó un número especial “Tribute to Prof. José R. Galvele” dedicado a conmemorar dicho aniversario en enero de 2017 (Volume 73, Issue 1).

Continued on p. 16


Por otro lado, desde 2008 funciona la “Sección Estudiantil NACE del Instituto Sabato” organizando actividades periódicas en dicha institución con el objetivo de fomentar la participación de los estudiantes en las diferentes áreas de estudio de corrosión, como así también la interacción con los investigadores y profesionales más experimentados del grupo. También han participado de los Seminarios NACE investigadores senior de empresas como Teresa Pérez (CINI Tenaris –Officer NACE Argentina - Docente UNSAM), Mariano Iannuzzi y Raúl Rebak (General Electric). En otras oportunidades se ha colaborado con otras secciones latinoamericanas NACE como la de Panamá, mediante videoconferencia con Carlos Lasarte (Director General de Combustión, Energía & Ambiente, S.A) gracias a una plataforma digital facilitada por el Instituto Argentino de Siderurgia

En 2017, la Sección Estudiantil NACE del Instituto Sabato se encuentra compuesta por nueve estudiantes de dicha casa de estudios, de los cuales ocho son doctorados del “Doctorado en Ciencia y Tecnología: Mención Materiales” y un estudiante de grado de la carrera de Ingeniería en Materiales. El Profesor Consejero de la sección, Dr. Ricardo Carranza, es investigador de CNEA, Director del posgrado “Maestría en Ciencia y Tecnología de los Materiales” y docente en el Instituto de las materias de “Corrosión” y “Degradación de Materiales I”. Por otro lado, el grupo de Corrosión cuenta con investigadores de CNEA y del Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET).

Ing. Dannisa R. Chalfoun ([email protected]) Officer Sección Estudiantil NACE del Instituto Sabato.

Seminario organizado por la Sección Estudiantil NACE del Instituto Sabato a cargo del Prof. Mariano Iannuzzi llevado a cabo en 2017 en el cual se expuso acerca de la correlación entre microestructura y la resistencia a la corrosión bajo tensión asistida por hidrógeno de la aleación UNS N07725.

1 El Instituto de Tecnología Prof. Jorge A. Sabato se crea en 1993 a través de un convenio entre la Comisión Nacional de Energía Atómica y la Universidad Nacional de General San Martín. Se dedica a la formación de Ingenieros en Materiales y respecto a la educación de posgrado cuenta con las carreras de: Especialización en Ensayos No Destructivos, Maestría en Ciencia y Tecnología de los Materiales, Doctorado en Astrofísica y Doctorado en Ciencia y Tecnología, mención Materiales y mención Física.



NACE INTERNATIONAL participated in the RIO PIPELINE 2017 tradeshow that took place in Rio de Janeiro, Brazil from October 24-26, 2017. The event was coordinated in

conjunction with OTC Brazil and had more than 1,400 attendees.

The conference program included forums, technical papers, and plenary sessions, with many relevant topics for the pipeline community.

RIO PIPELINE & OTC BRAZIL 2017 - Rio de Janeiro, Brazil

Left to right: Melanie Díaz, NACE Senior Manager—Business Development—Education; Jose Sirera, NACE Global Operations Latin America; Laerce Nunes, ABRACO President: and Athayde Ribeiro, ABRACO general manager

The EFOMM group (Brazilian Navy Academy of Officials for Merchant Marine) visited the NACE booth during the RIO Pipeline Conference. NACE corrosion programs will enhance the preparation of the students of this Academy.

nacecorrosion.org

SAVE THE DATEApril 15-19, 2018 | Phoenix Convention Center | Phoenix, Arizona, USA


LatinCorr es un evento organizado bianualmente en distintos países latinoamericanos, por NACE International, en conjunto con las Secciones

Regionales Latinoamericanas. El próximo congreso tendrá lugar en Buenos Aires, Argentina entre el 23 y el 25 de Octubre del 2018.

Durante los tres días que dura el evento habrá conferencias plenarias a cargo de disertantes de relevancia internacional, secciones de presentación de trabajos técnicos, referidos a las temáticas debajo de detalladas y una exhibición en la que se darán cita empresas de una amplia gama de rubros vinculadas a tecnologías, productos y servicios para el control y mitigación de la corrosión; asimismo, participarán empresa vinculadas a la producción de energía, industria naval, nuclear, petroquímica, transporte y minería, entre otras .

El congreso reunirá a profesionales de distintos países del mundo, en especial de América Central y del Sur, para discutir una amplia gama de temáticas vinculadas a la problemática de corrosión. El evento ha sido diseñado para proporcionar una atmósfera propicia para la interacción entre los profesionales participantes y también para los negocios entre las empresas líderes a nivel global, proveedoras de tecnología y sus usuarios en forma directa. Todos podrán intercambiar experiencias y plantear necesidades y soluciones para sus procesos de producción.

Tópicos PrincipalesEl Congreso está orientado a trabajos de investigación y/o desarrollo tecnológico de las siguientes temáticas (no excluyentes):

• Corrosión en la industria nuclear

• Corrosión en la industria de la producción y transporte del petróleo y gas

• Corrosión en la industria química y petroquímica.

• Corrosión atmosférica.

• Corrosión en concreto.

• Mecanismos de Corrosión. Modelado y Predicción.

• Corrosión microbiológica.

• Fisuración asistida por el medio.

• Control de la corrosión: inhibición, protección catódica, revestimientos.

• Integridad de equipos y la corrosión

Información detallada sobre el evento En la página web http://latincorr2018.com/ de LatinCorr encontrará toda la información necesaria para el envío de un trabajo, la inscripción para asistir al evento y/o participar como expositor.

Además, esta puede ser una extraordinaria oportunidad para usar algunos días para disfrutar de la ciudad de Buenos Aires y visitar otros interesantes puntos turísticos del país.

http://www.1001consejos.com/12-mejores-lugares-turisticos-de-argentina/

LatinCorr 2018


LatinCorr is a biannual event that NACE International organizes jointly with the Latin American Sections in various countries. LatinCorr 2018 will be held in Buenos Aires, Argentina from 23 to 25 October, 2018.

The conference program includes plenary lectures to be presented by international experts and technical sessions focused on topics detailed below. Additionally, a technical exhibition will gather companies dedicated to technology, products and services to mitigate and control corrosion. Companies related to, among others, energy production, mining, petrochemical and naval industries, will also participate.

The symposium will bring together professionals from around the world, especially from Central and South America, to discuss a wide spectrum of topics related to corrosion. The event has been designed to provide the ideal setting for direct networking and the exploration of business opportunities among leading global companies and technology providers and users. The event will provide the opportunity to exchange experiences, and to consider needs and solutions for their production processes.

Main topicsThe Congress is oriented to research studies and/or technological developments in the following areas (not exclusive):

• Corrosion in the nuclear industry

• Corrosion in the Oil & Gas production and transportation processes

• Corrosion in the chemical and petrochemical industry

• Atmospheric corrosion

• Corrosion in reinforced concrete

• Corrosion mechanisms. Modeling and prediction

• Microbiological corrosion

• Environmentally induced cracking

• Corrosion control: inhibition, cathodic protection, coatings

• Equipment integrity and corrosion

Event Detailed Information The conference site http://latincorr2018.com/ provides detailed information about the event.

Additionally, attending the conference can be an excellent opportunity to visit Buenos Aires and other amazing tourist attractions in the country of Argentina.

https://www.inspirock.com/argentina-trip-planner?gclid=EAIaIQobChMIlM3Yk86i1wIVwweRCh3EvQQvEAAYAyAAEgIW-fD_BwE



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Equipando la Sociedad para Proteger la Gente, los Activos y el Ambiente de los efectos adversos de la Corrosión

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Plantee Preguntas Relacionadas con

la IndustriaPermita que sus

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Did you know that…. The conference program included forums, technical papers, and plenary sessions, with many relevant

topics for the pipeline community.

one of the goals of -corrosion engineers is to predict corrosion problems and failures before they actually happen?

It takes experience, diligent monitoring and knowledge of potential corrosion issues to successfully diagnose a problem. Historic records on equipment inspections, active corrosion issues in the past, as well as process conditions and possible upsets are important elements to keep track of. For example, records of actual thickness measured should be compared to minimum allowable thickness calculations and conclusions drawn on corrosion rates and remaining life to prevent a possible loss of containment failure. This also requires working as a team between inspection engineers, process personnel, operations engineers, and corrosion engineers. Together they should discuss the results of the analysis and establish proactive actions to prevent loss of containment. This type of review should be available particularly before a major plant shutdown so the opportunity is taken for further direct assessment or even for replacement actions, if needed.

Did you know that…with today’s technologies for corrosion prevention, relying on just predicting thickness to prevent loss of containment may be a reactive measure? The system should be adequately protected against corrosion and the protection should be the subject of proactive condition monitoring to predict the overall condition of the system. For example if the condition of a coating, a cathodic protection (CP)

system, and/or internal inhibition protecting a pipeline are proactively monitored to ensure their reliability as layers of protection, then there should be minimum concern about the integrity of the pipe itself! The primary attention should be in having proper technology to prevent corrosion and ensuring its reliable implementation. It is also a fact that for a pipeline, thickness readings verification is limited to every six to 10 years while the CP system protection, for example, needs to be verified several times a year.

Did you know that…the prediction of coating life depends on many factors, including the coating system used, preparation and application methods and the severity of the environment? However, the estimation of coating life is simplified when 1) good specifications, 2) qualified contractors, 3) good inspection, and 4) quality coatings are used.

Did you know that…preserving failed components for future evaluation is paramount to conducting a successful failure analysis? Preventing foreign contamination and preserving evidence of the failure is key to arriving at the correct conclusions on the cause of the failure. So the failed component must be protected from damage after the failure such as deformation or contamination, as well as to conserve any chemical products that may have formed as a result of corrosion during operations. When analyzed, such products give important information on the failure mechanisms.

The Value of Accurately Predicting Potential Corrosion Failures


I N T E R N A T I O N A LNACE LIMA PERU

SECTION

R

ILI: Pre Run – Run – Post Run.ILI tools for Pipelines expose to external forces.ILI tools to locate circunferencial cracks.Pipeline repair: Hot Tap & Line Stop tools / Clamps / Non metallic materials.Pipeline and Plant Integrity ManagementIntegrity Management Software.

TOPICS

August 9-10, 2018

ILI & I NTEGRITYSHOW DAYS.


DATE COURSES LOCATION

January 15 - 20, 2018 CIP Level 2 Rio de Janeiro, Brazil

March 5 - 9, 2018 General Education Bogota, Colombia

March 12 - 16, 2018 CP1 - Cathodic Protection Tester Bogota, Colombia

March 12 - 17, 2018 CIP Level 1 Bogota, Colombia

May 14 - 19, 2018 CIP Level 1 Cuernavaca, Morelos, Mexico

May 14 - 18, 2018 CP1 - Cathodic Protection Tester Cuernavaca, Morelos, Mexico

May 28 - June 1, 2018 Internal Corrosion for Pipelines - Basic Cuernavaca, Morelos, Mexico

January 18 - 20, 2018 CIP Peer Review Port of Spain, Trinidad

March 4 - 8, 2018 Basic Corrosion Point Lisas, Trinidad and Tobago

Cursos y eventos entre Enero y Junio 2018

nace pims 2017 in lima, peru attracts over 200 corrosion

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