Universidad Tecnológica Equinoccial: Facultad de Ciencias de La Ingeniería Carrera de Tecnología de Petróleos
Universidad Tecnológica Equinoccial: Facultad de Ciencias de La Ingeniería Carrera de Tecnología de Petróleos
Universidad Tecnológica Equinoccial: Facultad de Ciencias de La Ingeniería Carrera de Tecnología de Petróleos
DE TECNÓLOGA DE PETRÓLEOS
_________________________
C.I.1724436181
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis Técnico para
Determinar los Métodos de Control de Corrosión en los Tanques de
Almacenamiento de Crudo del Campo Edén-Yuturi” que, para aspirar al
título de Tecnóloga en Petróleos fue desarrollado por Karina Magaly Parra
Cacuango, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la
Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de
Trabajos de Titulación artículos18 y 25.
___________________
DIRECTOR DELTRABAJO
C.I. 1705134102
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a Dios por protegerme durante todo mi camino y darme fuerzas para
superar todos los obstáculos y las dificultades a lo largo de toda mi vida.
Agradezco a mis hermanos por ser mi motivación para poder afrontar los retos
que se me han presentado a lo largo de mi vida
A mi profesor, director y tutor de tesis Ing. Fausto Ramos, quién con sus
conocimientos, sus orientaciones y su motivación ha sido fundamental para mi
formación profesional.
A mis padres, por ser el pilar más importante en mi vida y por demostrarme
siempre su cariño, apoyo incondicional y confianza, lo que me ha ayudado a
salir adelante en los momentos más difíciles.
PAGINA
RESUMEN xvi
ABSTRACT xviii
1. INTRODUCCIÓN 1
1.1. OBJETIVOS 3
2. MARCO TEÓRICO 6
2.1 CORROSIÓN 6
2.1.5.1 Temperatura 21
2.1.5.2 Presión 22
2.1.5.3 Velocidad 22
i
2.1.5.5 pH 23
2.1.5.6 Humedad 23
2.2.3.1 Normas 58
ii
2.2.3.3 Inspección de tanques según la norma API 653 60
3. METODOLOGÍA 69
iii
3.3.2.8 Techos y cubiertas 83
3.3.2.12 Reparaciones 87
iv
4.2.3.3 Cálculo de la corriente necesaria o requerida para el sistema 121
GLOSARIO 138
BIBLIOGRAFÍA 140
v
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
vi
Tabla 12. Características del Backfill 104
vii
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
ix
Figura 27. Tanques esféricos 56
x
Figura 40. Esquema de un área de protección catódica 88
xi
Figura 53. Ánodo de sacrificio en la bota de recolección de
………..agua del fondo del tanque 123
xii
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINA
............................ácido carbónico 16
xiii
Ecuación [5.3] Máxima longitud vertical .112
xiv
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
xv
RESUMEN
xvi
El sistema de corriente impresa funciona bajo el mismo principio con la
diferencia que la corriente de protección catódica se obtiene de una fuente
externa de C.D.
Los procedimientos que se realizan en el EPF son los correctos y permiten que
los actuales tanques de almacenamiento de crudo hayan trabajado
adecuadamente durante los primeros 12 años y se estima una prolongación de
10 años más.
xvii
ABSTRACT
The present work treats on the analysis of the procedures, of design, monitoring
and control of the corrosion in the tanks of storage of crude oil treated in the
Facilities of Production of the field Edén-Yuturi.
The corrosion is the process by means of which, the metals deteriorate for the
action of the way where they are. Several elements are needed in order that the
corrosion happens, an anode that is the zone that will suffer corrosion, a
cathode that is the site to which, the current from the soil comes and that also is
protected from the corrosion. A corrosive way that is the site where one finds the
structure. Finally there is needed of an electrical current and an electrical driver,
that generally it is the structure.
Inside the protective methods we can find principally two: systems of covering
and cathodic protection systems, these are complemented with each other.
The method mainly used is the cathode protection, due to the good obtained
results; of this method two sub classifications exist, the cathode protection for
anodes of sacrifice and the cathode protection for printed current. The system of
anodes is a system where the structure will be protected sacrificing other one
(the anodes), creating a battery of corrosion where the cathode will be the
protected structure and the anode a special electrode buried to certain distance
of the structure in touch with the corrosive way. The impressed current system
operates under the same principle with the difference that the cathodic
protection current source is obtained from an external C.D.
xviii
Inside the design and application of the systems of cathode protection, they
handle different concepts. For tanks of storage two criteria are used principally,
a negative potential of 850 mV of minimal C.D., by cathode current of applied
protection, and second a negative minimal potential of 100 mV of C.D. of
polarization between the metallic bottom of the tank and the electrolyte.
The procedures that are realized in the EPF are the correct ones and allow that
the current tanks of storage of crude oil should have worked adequately during
the first 12 years and there is estimated a prolongation of 10 more years.
xix
INTRODUCCIÓN
1. INTRODUCCIÓN
1
FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
Todos los equipos que se encuentran en contacto directo con cualquier tipo de
hidrocarburo están expuestos a sufrir cambios desfavorables en su estructura
metálica, debido a la presencia de impurezas que se encuentran en la
composición química del producto que sea almacenado en tanques u otros
recipientes similares, lo que puede provocar considerables pérdidas a la
empresa por los altos costos que representa la reparación o cambio de un solo
tanque de almacenamiento que no cuente con una adecuada protección
anticorrosiva.
JUSTIFICACIÓN
2
la producción de agua con diferentes características es cada vez mayor. La
presencia de agua se manifiesta en el mismo pozo y durante todo el proceso de
separación del petróleo en las baterías de producción.
1.1. OBJETIVOS
3
Analizar el sistema de protección anticorrosivo aplicado en cada tanque y
evaluar en base a datos de campo su eficacia y eficiencia.
HIPÓTESIS
HIPÓTESIS GENERAL
HIPÓTESIS ESPECÍFICO
VARIABLES
VARIABLE DEPENDIENTE
4
VARIABLE INDEPENDIENTE
5
MARCO TEÓRICO
2. MARCO TEÓRICO
2.1. CORROSIÓN
6
electroquímica. El medio acuoso es también referido como el electrolito y, en el
caso de los subterráneos la corrosión, es la tierra húmeda.
7
2.1.2. SERIE GALVÁNICA DE LOS ELEMENTOS
8
producida entre ambos, siempre en perjuicio del de menor potencial. Esta es la
razón por la cual el Oro y el Platino se encuentran comúnmente en la naturaleza
en estado puro, mientras que el Hierro, Aluminio y Magnesio se encuentran en
estado combinado y generalmente como óxidos.
Reacción - Oxidación
9
CÁTODO: Representa la parte de la superficie metálica que no se
disuelve. También, al igual que en el ánodo, allí se lleva acabo otra
reacción electroquímica necesaria para que el proceso de corrosión
prosiga. Los electrones producidos en el ánodo, se trasladan a través
del metal hacía el cátodo donde son consumidos por reacción con un
agente oxidante presente en el agua:
10
CORROSION del ACERO
Flujo de
electrones Flujo de
CATODO Corriente
Fe3C 2H+ + 2e H2
Fe3C
e
Fe Fe Fe Fe++ + 2e
ANODO
ACERO AL ACERO AL
CARBON CARBON
AGUA DE MAR
PIEZA DE METAL
EN SECO PIEZA DE SUMERGIDA EN AGUA DE MAR
11
mayor concentración de sales disueltas, mayor capacidad conductiva del
agua.
12
El petróleo se produce siempre con agua. A medida que los campos van
envejeciendo, la producción de agua con diferentes características es cada vez
mayor. La presencia de agua se manifiesta en el mismo pozo y durante todo el
proceso de separación del petróleo en las baterías de producción.
13
El efecto perjudicial de la conductividad es sólo su capacidad de transportar
iones o corriente eléctrica acelerando el proceso de corrosión. Aguas con baja
conductividad y alta concentración de gases disueltos generarán alta corrosión
en el sistema. Este fenómeno se aprecia en la figura 4, según Ramos.
400
300
200
100
2 5 10 15 20 25
Veloc. de Corrosión, mpy's
OXIGENO CO2 H2S
14
2.1.4.3. Oxígeno Disuelto
15
CORROSIÓN POR O2 CORROSIÓN POR CO2
ACELERADA POR O2
16
Fe + H2CO3 Fe2CO3 + H2 [2.7]
CORROSIÓ
CORROSIÓN POR CO2
17
Finalmente la presencia de una mayor cantidad de sales en el agua, puede
atenuar la reducción del pH, pero también aumentar el grado de conductividad
iónica. Ello depende del tipo de componentes en el agua.
Cuando en un sistema existen los dos gases: H2S y CO2, la corrosión es más
intensa y si se suma a esto la presencia de oxígeno, la velocidad de corrosión
aumenta a niveles dramáticos. El H2S también puede generarse por actividad
microbiológica, específicamente por una bacteria denominada sulfato-reductora
y que actúa convirtiendo el ion sulfato (SO 4), presente en aguas producidas, en
ácido sulfhídrico.
18
Es importante determinar siempre el origen de la presencia de este gas a fin de
optar por el tratamiento más adecuado: control biológico ó control de corrosión
por otros métodos. El mecanismo de la corrosión por ácido sulfhídrico es
complejo pasando por diferentes estados de oxidación hasta la reacción final.
CORROSIÓ
CORROSIÓN POR H2S
19
Generalmente la corrosión es un problema externo en los equipos,
especialmente en áreas de gran humedad. La suciedad de las paredes,
presencia de sal, polvo pueden actuar como esponjas y acumular agua que con
la presencia de oxígeno acentúa la formación de celdas de aereación
diferencial.
PETROLEO
AGUA SALADA
20
2.1.5.1. Temperatura
21
2.1.5.2. Presión
2.1.5.3. Velocidad
22
2.1.5.4. Factores que afectan la velocidad de corrosión
2.1.5.5. pH
Los electrolitos presentan una característica muy importante que es el pH, que
es el factor externo del que depende la velocidad de la reacción, mediante su
naturaleza química. El CO2 disuelto en el agua, se ioniza formando ácido
carbónico, el agua disminuye el pH, haciéndola ácida, de tal manera que esta
agua ácida es la causante de la corrosión. Y de la misma manera se manifiesta
H2S, ocasionando corrosión ácida.
2.1.5.6. Humedad
23
Las sustancias disueltas en agua pura causan una corrosión suave en el hierro.
Por el contrario el agua que es usada en la industria petrolera depende del tipo
de sustancia disuelta en ella para determinar si puede corroer o no, como el
caso del cloruro de sodio, el dióxido de carbono, el ácido sulfúrico y el oxígeno
aumentan la corrosión, que puede ser prevenida mediante el uso o aplicación
de inhibidores.
24
2.1.6.1. Corrosión uniforme
25
- Picadura “Pitting”
26
la arandela, precisamente donde no es posible detectarlo. Para que se
produzca este tipo de ataque deben existir ciertas condiciones: la existencia de
un espacio confinado o grieta, presencia de un medio corrosivo y diferencia en
la concentración de algún agente agresivo dentro y fuera del espacio confinado,
principalmente oxígeno.
27
2.1.6.3. Corrosión combinada con otros fenómenos
Esfuerzos Mecánicos
Erosión
28
Una característica interesante de este tipo de ataque es que la erosión va
eliminando los productos de corrosión, lo que dificulta determinar los agentes
corrosivos que causan el ataque. Además, los productos de corrosión pueden
brindar una protección parcial contra la corrosión posterior del metal pero la
erosión los elimina. Los procesos de corrosión-erosión se presentan
mayormente donde la mezcla corrosiva choca con una pared metálica. Una
forma de minimizar el efecto destructivo es precisamente evitar, a nivel de
diseño, el uso de codos en 90°, cambios bruscos en la dirección del fluido.
29
2.1.7. MONITOREO DE LA CORROSIÓN
a) Inspección visual
b) Inspección Ultrasónica
c) Calibradores de perfil para la corrosión
d) Tramos cortos de prueba
e) Radiografías
a) Cupones de corrosión
b) Probetas de polarización lineal
Cupones de corrosión
30
Los cupones de corrosión tienen diferentes presentaciones y van de acuerdo a
las necesidades del sistema, la figura 12, según Ramos, muestra los seis tipos
más comunes:
31
( )
[2.10]
( ) ( ) ( )
( )
[2.11]
( )
NACE, (1975)
Cuando se hace la evaluación de los cupones, se saca y se lava con xileno, HCl
(15%), agua destilada, agua carbonatada y por último con IPA; una vez hecho
esto se hace secar y se pesa en la balanza analítica, por diferencia de pesos se
saca la velocidad de corrosión usando la siguiente fórmula:
[2.12]
Donde:
w = pérdida de peso (mg)
A = área del cupón (pulg2)
D = densidad del metal (g/cm)
T = tiempo de exposición (días)
MONITOREO DE LA CORROSION
PERD. PESO(grs) X 22,270
EVALUACION DE CUPONES MPY =
AREA (PULG2) x DIAS x d
VENTAJAS
FACIL INSTALACION
MEDICION DIRECTA
INSPECCION VISUAL
DESVENTAJAS
MEDICIONES LOCALES SOLAMENTE
MEDICION PROMEDIO EN TIEMPO
NO PERMITE EVALUACION DE CAMBIOS
EN EL TRATAMIENTO
33
Para posibles cambios de unidad tener en cuenta:
MONITOREO DE LA CORROSION
DIF. POT. (E)
PROBETA DE RESISTENCIA MPY = = KICORR.
DIF. CORR.(I)
A LA POLARIZACION
VENTAJAS
•FACIL INSTALACION CORRIENTE
IMPUESTA
•MEDICION EN TIEMPO REAL
•MEDICION DIRECTA DE CORROSION A V
DESVENTAJAS
•REQUIERE EQUIPO ELECTRONICO
•REQUIERE MINIMA CONDUCTIVIDAD
MEDIO CORROSIVO
La tasa de corrosión determina que tan duradera puede ser la vida útil de una
planta y su seguridad operacional. La medición de la corrosión y las acciones
para remediar las tasas de corrosión elevadas permiten incrementar la
efectividad costo-operativa de la planta para alcanzar la reducción de los costos
asociados a la renovación de las instalaciones de un proceso.
35
Son algunas las opciones para un control efectivo de la corrosión, tenemos así:
Protección catódica
Recubrimientos y revestimientos
Inhibidores de corrosión
Selección de materiales
- Ánodos de sacrificio
36
deteriorado. El ánodo se sacrifica para proteger a la estructura y se va
consumiendo a lo largo de un período que se conoce como vida útil del ánodo.
La vida útil del ánodo depende tanto de su material como de su peso. Los datos
del comportamiento del ánodo instalado, deben usarse para calcular el valor
probable de consumo. Estos datos se muestran en la tabla3, según el Comité
de Normalización de petróleos mexicanos.
37
[2.13]
Donde:
PEMEX, (2002)
38
Tabla 4. Ánodos Galvánicos y su campo de aplicación
MEDIO CORROSIVO MATERIAL ANÓDICO
Goldin, (2002)
Ánodos
39
Figura 16. Corriente impresa en tanques
(PEMEX 2002)
Materiales de relleno
40
El rectificador
41
2.1.8.2. Recubrimientos y revestimientos
- Recubrimientos metálicos
- Recubrimientos inorgánicos
- Recubrimientos orgánicos
42
2.1.8.3. Inhibidores de corrosión
Ramos, (2010)
44
Otros: reducidores de fricción, neutralizantes rompedores de emulsión,
etc.
45
2.2. TANQUES DE ALMACENAMIENTO
46
Estos tipos de tanques se clasifican en:
a. De techo fijo.
b. De tapa cóncava
c. De techo flotante.
d. Sin techo.
a) Techo Fijo
47
Los techos fijos se clasifican en:
- Techos soportados.
- Techos auto-soportados.
Son aquellos cuyo techo cónico están sustentados sobre estructuras metálicas
que comprenden sistemas de vigas y columnas para sostener el techo cuando
el tanque es de mayor tamaño. Estos tanques han sido ampliamente usados
para el almacenamiento de petróleo crudo y productos derivados de la
refinación cuyo punto de ebullición está por debajo de la temperatura ambiente.
Su costo normalmente es menor que el otro tipo de tanque, sin embargo, el
costo de almacenamiento es más elevado debido a las pérdidas por
evaporación a que están sujetos. El esquema de este tipo de tanque se observa
en la figura siguiente.
48
Tanques de techo fijo auto-soportados
Son aquellos tanques cuyos techos se apoyan directamente sobre el cuerpo del
mismo, razón por la cual, suelen tomar forma de domo o paraguas; tal como se
observa en la figura 21.
b) De Tapa Cóncava
Son empleados para almacenar productos que tengan una presión de vapor
relativamente alta, es decir, a temperatura ambiente emiten vapores. Estos
tanques son aptos para el almacenamiento de condensados, gasolinas, GLP,
etc. Ejemplo de este tipo de tanque se muestra en la figura 22.
49
Figura 22. Tanque de tapa cóncava
(Ramos, 2010)
c) Techo Flotante
Se emplea para almacenar productos con alto contenido de volátiles como son:
alcohol, gasolinas y combustibles en general. Este tipo de techo fue
desarrollado para reducir o anular la cámara de aire, o espacio libre entre el
espejo del líquido y el techo, además de proporcionar un medio aislante para la
superficie del líquido, reducir la velocidad de transferencia de calor al producto
almacenado durante los periodos en que la temperatura ambiental es alta,
evitando así la formación de gases (su evaporación), y consecuentemente, la
contaminación del ambiente y, al mismo tiempo se reducen los riesgos al
almacenar productos inflamables. La construcción es similar a los cilíndricos de
techo cónico con la diferencia de que la tapa superior flota sobre el producto
que se almacena.
50
Figura 23. Esquema de tanque de techo flotante cilíndrico
51
Figura 24. Tanque Techo Flotante Externo
(API-MPMS, 1978)
Hay tres tipos generales de diseño de cubiertas de uso común para los techos
flotantes externos:
- Pan,
- Pontón,
- Doble cubierta.
52
Figura 25. Tipos de tanques de techo flotante externo
(Ramos, 2010)
El tanque de techo flotante interno (IFRT) tiene un techo fijo, figura 25, en la
parte superior del cuerpo y una cubierta de hormigón liviano flotante a cubierta
ligera que flota sobre la superficie del líquido almacenado. Los requisitos
mínimos para el diseño interior de los techos flotantes como se indica en el API
Std 650.
53
El uso de una cubierta flotante interno reducirá la concentración de vapor de
hidrocarburos en el vapor de espacio entre el piso flotante y el techo fijo de los
que ocurriría en un depósito de techo fijo. Sin una ventilación adecuada, esto
puede dar lugar a la aparición de una mezcla inflamable aire-vapor dentro del
espacio del vapor del tanque.
54
El IFRT se refieren a aquellos que son venteados sólo a través de una
presión/vacío de un relevo de venteo. Tales tanques son a veces utilizados en
servicio de productos químicos líquidos y petróleo en servicio cuando la API Std
650 no se utiliza. Estos tanques son típicamente diseñados con dispositivos de
seguridad auxiliares, según lo especificado por el usuario.
Hay tres tipos generales de diseño de cubierta de uso común para los techos
flotantes internos:
55
Figura 27. Tanques esféricos
(API-MPMS, 1978)
56
presencia de otros agentes agresivos como el oxígeno, la acción de bacterias y
el alto contenido de cloruros que hacen inestables los productos de corrosión
que podrían actuar como barreras protectoras.
Un caso muy diferente es el del fondo del tanque que es mojado directamente
por la fase acuosa por períodos prolongados de tiempo, en tanto el agua es
drenada.
57
Figura 28. Zonas de corrosión de un tanque de almacenamiento
2.2.3.1. Normas
58
2.2.3.2. Normas y códigos para el diseño, cálculo y construcción de
los tanques de almacenamiento.
59
API Standard 653 (1991): Es aplicable a la inspección, reparación,
alteración desmontaje y reconstrucción de tanques horizontales o
verticales, basándose en las recomendaciones del STD API 650.
Recomienda también la aplicación de las técnicas de ensayos no
destructivos aplicables.
En la sección 6-3 de la norma explica que la inspección de los tanques debe ser
realizada de diferentes maneras:
60
indica la integridad de la cáscara del metal, incluso estando el tanque en
servicio.
En esta sección se da una lista de los criterios para protección catódica que,
cumplan conjuntamente o por separado con otros, para la protección de fondos
de tanques de almacenamiento.
61
Esto no quiere decir que las personas dedicadas al control de la corrosión se
deban limitar únicamente a este criterio. Y pueden demostrar por otros medios
que la corrosión ha sido controlada.
62
cobre/ sulfato de cobre saturado, (Cu / CuSO4) en contacto con el
Éstas caídas deben ser calculadas y/o estimadas por los siguientes métodos:
• Medición o cálculo de las caídas de voltaje.
• Revisión histórica del desempeño del sistema de protección catódica.
• Evaluar las características físicas y eléctricas del fondo del tanque y el
medio donde se encuentra.
Descripción
63
a) Diseño, especificaciones y prácticas de ingeniería.
b) Procedimientos de operación.
c) Requerimientos de seguridad, ambientales y de áreas peligrosas.
d) Pruebas de campo.
64
2.2.4.5. Factores que afectan la protección catódica
Sin embargo, los operarios de los tanques deberán estar conscientes que si
penetra agua en el aislamiento de un tanque, la resistividad del aislamiento
puede disminuir, desarrollando una condición más corrosiva. Para esta
situación, la instalación de sistemas de protección catódica deberá ser
considerada.
65
A menos que la protección catódica sea instalada entre los dos fondos de acero
o el fondo viejo sea retirado, aislado eléctricamente o cubierto con un material
no conductivo (figura 29), una celda galvánica puede resultar entre el nuevo y
viejo fondo.
66
2.2.4.7. Métodos para reducir la corrosión en los tanques de
almacenamiento
68
Tabla 6. Comparación de los diferentes métodos de control
MÉTODO EJEMPLO VENTAJAS DESVENTAJAS
Obando, (2010)
69
METODOLOGÍA
3. METODOLOGÍA
El Campo Edén Yuturi está conformado por dos estructuras importantes, siendo
la más importante la estructura norte, adyacente a la falla que delimita el
Campo y la otra se encuentra en la parte Sur-Este, cuadrante inferior derecho
del Campo, de acuerdo Vizcaíno.
69
Figura 30. Ubicación geográfica
(Vizcaíno, 2008)
70
3.2. DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN
INTRODUCCIÓN
Actualmente la unidad del bloque 15 opera con una de las instalaciones más
modernas y automáticas de Latinoamérica.
71
-
El fluido viene desde los campos y los diferentes pozos que comprenden el
bloque 15. Los campos que conforman el bloque 15 son: Edén – Yuturi y
Limoncocha, Pacay, Quilla, Aguajal, Pañacocha, Paka Norte, Paka Sur; el
ingreso de crudo y agua llega a los pads A, C, D, F, G, J en una cantidad
promedio de 286 302 BPD, con un promedio de corte de agua de 79.1%; el
corte de agua comprende el agua libre que es aquella que se separa en los
equipos separadores en un tiempo máximo de 5 minutos y el agua
emulsionada; de este corte de agua corresponde un promedio de 59 815.11
BOPD y 226 577 BWPD.
72
Figura 33. PADS
Al crudo que ingresa por los pads, figura 33, se le inyecta demulsificante de
acción rápida y antiespumante, para el agua se inyecta inhibidor de escala,
inhibidor de corrosión, biocida y clarificador.
Existe un tren de 6 separadores trifásicos (FWKO, Free Water Knock Out) cuya
denominación es V-120, V-130, V-150, V-190, V-195; en estos equipos se
deshidrata el crudo en un 95% y sale el fluido con un 3% de corte de agua.
73
Figura 34. Separador trifásico
74
A la salida de estos deshidratadores el crudo presenta un BSW (contenido de
agua emulsionada más sedimento) de 0.3%V, este crudo caliente se enfría
mediante intercambio de calor con fluido frío que viene desde los pads y
posteriormente se almacena en 4 tanques de capacidad de 11 000 BBL cada
uno, denominados T-202, T-203, T-400 y T-405.
75
Figura 37. Sala de control
76
El material seleccionado está basado a la norma API 650 Welded Steel Tanks
for Oil Storage, el cual en la parte pertinente indica que la selección del material
debe realizarse de acuerdo a:
Todas las planchas deben ser fabricadas por un proceso de corazón abierto,
horno eléctrico o de oxigeno básico. Los aceros producidos por un proceso de
control termo-mecánico pueden ser utilizados si cumplen con las
especificaciones químicas de resistencia mecánica y espesores. El espesor
máximo de las planchas será de 45 mm (1.75 in). Las planchas utilizadas en
insertos o bridas pueden ser de mayor espesor. Las planchas mas gruesas de
40mm (1.5 in) deberán ser normalizadas o templadas, reducidas a grano fino y
probadas al impacto.
Las láminas para los techos fijos y flotantes deben cumplir con las Normas
ASTM A 570M/A 570, Grado 33; las mismas que deben ser fabricadas en
acerías por hornos de corazón abierto o proceso de oxigeno básico. Se pueden
pedir en base a peso o espesores.
77
ASTM A 131M/A 131
Aceros estructurales de AISC (Specification for Structural Steel Buildings,
Allowable Stress Design).
El tipo de acero utilizado debe ser: Acero “killed” o “semikilled” que es el acero
sometido a un proceso de desoxidación con un agente desoxidante fuerte,
como la silicona y/o el aluminio, para reducir el contenido de oxígeno a un nivel
tal, que no haya reacción entre el carbono y el oxígeno durante la solidificación.
El espesor mínimo nominal de planchas de fondo debe ser de 1/4” (6mm), (10.2
lbs/ft2) excluyendo cualquier tolerancia.
78
Tabla 7. Aleación de las planchas metálicas
ANILLO DEL CUERPO MATERIAL
12.7mm A-36
11.11mm A-36
7.93mm A-36
7.93mm A-36
7.93mm A-36
Vizcaíno, (2008)
Deben tener el ancho radial que permita un espacio de mínimo 24” (600mm)
entre la parte interna del cuerpo y cualquier junta sobrepuesta del fondo, y al
menos debe proyectarse 2” (50mm) fuera del cuerpo del tanque.
El espesor del cuerpo del tanque debe ser calculado con la altura del tanque H
llena de agua.
79
Cada anillo debe ser calculado para su altura de presión con agua, y ningún
anillo inferior puede tener menos espesor que el siguiente en altura.
La prueba hidrostática deberá basarse en 3/4 del esfuerzo de fluencia, ó 3/7 del
esfuerzo de tensión, el que sea menor.
80
3.3.2.4. Boquillas en los anillos y bridas
Deben ser de acuerdo a las figuras normalizadas, pero se puede permitir otras
formas. Los refuerzos deben tener un agujero roscado de 1/4” para hacer la
prueba de fuga en las soldaduras.
Deben tener acceso para retirarlos materiales que se saquen por ahí, y no
deben tener interferencias con tuberías de proceso.
La apertura debe ser rectangular pero con los filos redondeados con un radio
igual a 1/2 la altura mayor de la apertura. La apertura reforzada debe ser
completamente pre-ensamblada y tratada térmicamente antes de instalarse en
el tanque.
81
3.3.2.6. Tratamiento térmico de alivio de tensiones
82
3.3.2.7. Refuerzos contra vientos
Todo tanque abierto en la parte superior, necesita los anillos de refuerzo para
mantener su redondez contra las fuerzas de viento.
Cuando los anillos de refuerzo están localizados más bajo que 2 pies del tope
del tanque, se usarán ángulos de 2 ½” x 2 ½” x 3/16” para anillos de 3/16” de
espesor, y ángulos de 3” x 3”x ¼” para anillos de más de 3/16” de espesor, o
con perfiles estructurales con un módulo de sección equivalente.
Los refuerzos que puedan retener líquido, deberán tener agujeros de drenaje.
83
Las planchas de techos cónicos soportados no deberán fijarse a los miembros
de soporte.
Las planchas de techo se unirán al ángulo de filo con un cordón continuo solo
en el lado superior.
(V/100)2 en MPH,
(V/160)2 en KPH
84
Figura 39. Deformación por carga de viento
(Vizcaíno, 2008)
Ávila, (1995)
85
Todas las sueldas provisionales deberán ser removidas con cuidado.
Las sueldas completadas de partes o piezas con alivio de tensiones deben ser
examinadas visualmente, y con un método aprobado como líquido penetrante o
partícula magnética, después del alivio de tensiones, pero antes de la prueba
hidrostática.
86
3.3.2.12. Reparaciones
Si el tanque ha sido llenado con agua, las reparaciones deben hacerse con el
nivel de agua al menos 1 pie más bajo del sitio de reparación.
Áreas con baja concentración de oxígeno llegan a ser anódicas y áreas con alta
concentración llegan a ser catódicas
87
Figura 40. Esquema de un área de protección catódica
(Vizcaíno, 2008)
88
Tipo de producto almacenado
Temperatura del producto
Presencia y profundidad de fondos de agua
Frecuencia de llenado y descarga.
89
3.3.3.1. Mecanismos de corrosión
90
Figura 41. Esquema de ubicación de ánodos de sacrificio
(Vizcaíno, 2008)
91
Figura 42. Instalación vertical de ánodos de sacrificio
(Vizcaíno, 2008)
92
o Necesita monitoreo frecuente.
Estos ánodos pueden ser enterrados en sitios remotos, pueden ser distribuidos
alrededor del tanque, instalados debajo del tanque, o instalados en fosas
profundas.
93
Figura 43. Instalación de nuevos ánodos de sacrificio horizontalmente
(Vizcaíno, 2008)
94
Figura 44. Medición del potencial catódico del metal
(Vizcaíno, 2008)
95
Figura 46. Medición del potencial del sistema de protección instalado
(Vizcaíno, 2008)
96
Figura 48. Protección Catódica
97
Figura 50. Instalación del ánodo
98
(se deben excluir por ejemplo las pinturas saponificables), además de que
deben poseer un espesor suficiente para aumentar la impermeabilidad.
Por lo que se refiere a la influencia del espesor, en la Tabla 10, según Ávila, se
indican los espesores mínimos de varios tipos de pinturas que resisten a un
potencial de -900 mV vs. Ag/AgCI. Estos valores parecen muy altos en cuanto a
que, en la práctica, se utilizan sin grandes problemas espesores menores.
Ávila, (1995)
Se verifica que estos tanques están pintados con pintura epóxico-fenólico tanto
la cara externa como la cara interna de los mismos, previamente la superficie
fue tratada con sandblasting, para la pintura del tanque se toma en cuenta lo
siguiente:
99
Revisión de toda la estructura
Retiro y remplazo de planchas defectuosas por corrosión
Prueba de tintas penetrantes a los cordones de suelda nuevos
Las planchas de reparación de ben ser de la misma especificación del
tanque original
Pruebas de Rayos X a soldaduras
Prueba de rugosidad para anclaje de la pintura
Medición de espesores de pintura en húmedo y en seco (mínimo 7 mils)
Prueba de adherencia, prueba de continuidad y cubrimiento
En las reparaciones se debe hacer control de calidad de soldadura como:
calificación de procedimiento de soldadura, calificación de soldadores,
seguimiento de juntas, tomas de Rayos X y ensayos no destructivos.
100
- Fuentes de corriente
- Ánodos auxiliares
Todos los ánodos van consumiéndose a mayor o menor velocidad con el paso
de la corriente. Así, por ejemplo, la chatarra de hierro se consume muy
rápidamente y el titanio platinado a un ritmo muy lento.
101
Tabla 11. Características principales de los ánodos usados en la corriente
impresa
Ávila, (1995)
102
- Cable portador de la corriente
103
Numerosos productos químicos han sido utilizados en la composición del
"activador o backfill", como por ejemplo la arcilla ordinaria, la bentonita, el
sulfato de calcio, la cal, el hidróxido de sodio, el dicromato de sodio, el cloruro
de sodio, el sulfato de sodio, el de magnesio, polvo de coque, etc. Miño en la
tabla 12, muestra las características del activador.
Miño, (2011)
104
ANÁLISIS DE
RESULTADOS
4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
La elección de instalar pocos ánodos resulta sin duda más económica, pero en
este caso es necesario tener presente que si se instalan pocos ánodos el
sistema pierde confiabilidad, pues si uno de los ánodos queda fuera de servicio,
esto significará una pérdida de protección que puede oscilar entre 50 y 100%, lo
cual no sucede cuando se colocan muchos ánodos pequeños distribuidos en
toda la estructura.
105
4.2. CÁLCULO PARA LA CAPACIDAD DE UN TANQUE
[5.1]
Donde:
C = 12 661 BBL
106
4.2.1. MEDICIÓN DE ESPESORES MÍNIMOS
107
Figura 52. Medidor de espesores DMS 2
108
Funcionamiento con acumuladores, tiempo de servicio de 40 horas
mínimo. (con frecuencia de medición 4 Hz, iluminación de fondo
apagada).
Carcasa de plástico resistente a los golpes con panel de mando fácil de
limpiar.
Protección contra el polvo y la humedad (IP54).
Registrador de datos integrado para el almacenamiento de 150 000
valores de medición o 1 100 A-Scan o B-Scan (ampliable a 318 000 / 2
400)
Almacenamiento opcional de informaciones adicionales para cada lugar
de medición (p. ej., datos de palpador, velocidad del sonido, fecha y
hora, calibración)
Almacenamiento de hasta 20 registros de datos de ajuste
Inserción de textos de comentarios de hasta 64 Caracteres
Detección automática de palpador con los palpadores de diálogo, óptimo
ajuste y rendimiento del aparato, especialmente exactitud de medición
superior gracias a los datos de corrección de errores de desvío
individuales almacenados en el palpador.
Tipo de funcionamiento Dual-Multi para la medición a través de
revestimientos.
Límites mínimo y máximo programables con señalización de alarma
mediante LED y bocina (desconectable).
Interfaz RS-232 para la transmisión de datos A-Scan y B-Scan y
protocolos a una impresora o un PC.
Función de bloqueo para evitar modificaciones involuntarias de los
valores de ajuste.
109
4.2.1.2. Cálculo de espesor mínimo requerido para paredes
El espesor mínimo aceptable para tanques cuyos diámetros son menores a los
200 pies (61m), se calcula mediante la fórmula:
( )
[5.2]
( )
Donde:
S: esfuerzo máximo permisible del material en PSI, del cual se utiliza el valor
más bajo de las longitudes 0.80Y o 0.426T para el fondo y el segundo anillo, y
para los otros anillos se utiliza el más bajo entre 0.88Y y 0.427T.
110
T: Especificación del material para la menor resistencia a la tensión u 80 000
PSI, pero si se desconoce las especificaciones de la menor resistencia a la
tensión del material se debe trabajar con 55 000 PSI.
G: 0.9358
Y: 30 000 PSI
T: 55 000 PSI
111
( )
( )
√( ) [5.3]
Donde:
t2: mínimo espesor del área corroída, incluso las picaduras, en pulgadas.
112
t1: espesor promedio más bajo, en pulgadas.
Para nuestro caso el diámetro de los tanques esta menor a los 15m, por lo tanto
el espesor mínimo de la plancha para la paredes debe ser 3/16 pulgadas.
113
4.2.1.3. Cálculo de espesor mínimo requerido para fondos
Ó [5.4]
Donde:
RTbc: espesor mínimo remanente del fondo del lado de la corrosión después de
las reparaciones.
RTip: espesor mínimo remanente del fondo por corrosión interna después de las
reparaciones.
StPr: máxima rata de corrosión no reparada sobre el lado superior. S tPr= 0 para
áreas recubiertas del fondo. La expectativa de vida del recubrimiento debe ser
igual o exceder Or para usar StPr= 0.
114
Tabla 14. Mínimos espesores en placas para fondo de tanques
Mínimos espesores de las placas del fondo del
tanque, luego de realizada la inspección Diseño fondo/cimentación del
tanque
Milímetros (mm) Pulgadas (in)
Sin medios para detección y
2.54 0.10 control de fugas.
Con medios para detección y
1.27 0.05 control de fugas.
Fondos reforzados con
recubrimientos de espesor mayor
1.27 0.05 a 0.05 pulgadas o 1.27 mm, y
acorde a la norma API RP 652.
( )
[5.5]
Donde:
115
Em: espesor de la placa medido durante la inspección en curso, en pulgadas o
milímetros.
Datos:
T: 10 años
( )
116
inspección interna de verá realizarse en un periodo máximo que no debe
exceder el 25% de la vida remanente o en su defecto cada 10 años, pero
tomando en cuenta el que sea menor.
Para la inspección visual, la norma API 510 (Pressure Vessel Inspection Code:
Maintenance Inspection, Rating, Repair, and Alteration) recomienda que por lo
menos se realice cada 5 años o al 25% de la vida remanente del tanque, pero
tomando en cuenta el que sea menor.
( )
[5.6]
Donde:
117
Em: 0,15 pulg.
Entonces:
( )
Los ánodos elegidos para la protección catódica con corriente impresa en estos
tanques son los de ferrosilicio.
118
4.2.3.2. Área a proteger
[5.7]
Donde:
3.1416
3.1416
D: 10.700 m
H: 10.388 m
119
El área de la tapa y del fondo se calcula con la siguiente ecuación:
[5.8]
Entonces para obtener el total del área a proteger se debe hacer la sumatoria
de las áreas del cilindro, tapa y fondo:
120
4.2.3.3. Cálculo de la corriente necesaria o requerida para el sistema
[5.9]
Donde:
( )
[5.10]
Donde:
121
4.2.3.5. Cálculo del número de ánodos requeridos
[5.11]
Donde:
122
Figura 53. Ánodo de sacrificio en la bota de recolección de agua del fondo del
tanque
[5.12]
Donde:
resistencia del suelo o del material de relleno en Ω (25 ohm-cm Backfill sin
compactar)
123
L: longitud del ánodo = 1.500 m
( )
( )
( )
( )
[5.13]
Donde:
V = Voltaje de Salida del Rectificador, voltios
Rt = Resistencia Total del circuito, ohm
I = Intensidad de corriente requerida, 63.48 amperios
[5.14]
124
Donde:
Rc = Resistencia de los cables del circuito 0,25ohm (fabricante)
Re = Resistencia del contacto a tierra de la estructura a proteger 0,26 ohm
(campo)
Rg = Resistencia cama anódica, Rv 0.13 ohm (calculada) en el punto anterior.
Entonces:
[5.15]
Donde:
C = Capacidad del transformador, en KVA
E = Eficiencia del rectificador (80%)
( )( )
( )
125
Los cálculos de la protección catódica están proyectados a 25 años.
Inhibidores de corrosión
Biocidas para control de bacterias, hongos, algas, virus, bacterias
sulfato-reductoras.
Controladores de escala
Demulsificantes
Desparafinadores
Reductores de viscosidad.
Toda esta química ayuda a controlar la corrosión y las deposiciones en los
tanques de almacenamiento.
126
4.2.4. MONITOREO DE CORROSIÓN
- Porta cupones
127
Para poder observar el buen desempeño de un sistema de protección
anticorrosiva se calcula el porcentaje de protección:
Donde:
mpy: milésimas de pulgada por año
128
Sistemas oxigenados y agrios: conteos de hierro en sistemas
completamente aireados o con H2S son limitados. Una gran parte del
hierro de la corrosión se precipita
129
Figura 57. Transmisor en un accesorio de acceso
(Ramos, 2010)
130
Tabla 16. Evaluación de cupones
2011 ENERO ABRIL AGOSTO
TANQUE Días mpy Días mpy Días mpy
expuestos expuestos expuestos
131
Figura 58. Evaluación de mediciones de corrosión
132
Tabla 18. Cultivo de bacterias sulfato-reductoras (colonia de bacteria /ml)
Fecha de muestreo: 8-Oct-2011 23-Oct-2011
Temperatura de cultivo 35°C 35°C
Cloruros del medio de 10 000 ppm ClÑa 10 000 ppm ClÑa
cultivo (ppm)
Sólidos totales disueltos 6 150 6 150
de cultivo (ppm)
Nombre del medio de API RP 38 SULFATE REDUCER API RP 38 SULFATE REDUCER
cultivo
Fecha de expiración del 5-Nov-2011 20-Nov-2011
cultivo
Fabricante C&S (U.S.A) C&S (U.S.A)
Fecha de lectura 15- 22- 29- 5-Nov 30- 6-Nov 13- 20-
Oct Oct Oct Oct Nov Nov
T-405 0 0 0 0 0 0 0 0
T-203 0 0 0 0 0 0 0 0
133
Tabla 20. Medición de amperaje y potencia
134
CONCLUSIONES Y
RECOMENDACIONES
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
135
El agua de formación y el petróleo contienen sustancias químicas en su
composición y en solución, tales como resinas, asfaltenos, sólidos totales
disueltos, los cuales hacen que sean muy corrosivos.
136
5.2. RECOMENDACIONES
137
GLOSARIO
Aleación: Es una mezcla sólida homogénea de dos o más metales, con algún o
algunos elementos no metálicos. Se puede observar que las aleaciones están
constituidas por elementos metálicos en estado elemental (estado de oxidación
nulo)
138
Mpy: es la abreviatura en inglés de milipulgadas por año, que es la unidad más
frecuente utilizada para expresar la velocidad de corrosión.
139
BIBLIOGRAFÍA
American Petroleum Institute, (1978), API Standard 650: Welded Steel Tanks
for Oil Storage, Washington, Institucional.
Ávila J., (1995), Más allá de la herrumbre II. La lucha contra la corrosión,
México, Fondo de Cultura económica.
Geyer W., (2001), Handbook of Storage Tank Systems Codes, Regulations and
Designs, Nueva York, Editorial Marcel Dekker, Inc.
Herrera M., PaspueL D., (2007), Mantenimiento de Tanques de Techo Fijo para
la Industria Petrolera, Ecuador, Universidad Politécnica Nacional.
Miño E., (2011), Diseño del Sistema de Protección Catódica por corriente
impresa en Líneas de Pipetrack en la Refinería de La Libertad (RLL) contra la
Corrosión, Quito, Institucional.
140
PEMEX, (2001), Protección catódica en tanques de almacenamiento. México,
Institucional.
141
Anexo 1. TECHNICAL SPECIFICATIONS PAINTING AND
COATINGS
This Specification includes, but is not limited to, the surface preparation, materials and
application of protective coatings to piping, tanks, pipe supports, structural steel members,
mechanical equipment skids and related equipment.
1. General
1.1 All paints to be supplied by a reputable paint manufacturer (one only) with a proven track
record in protecting coatings and approved by the ENGINEER.
1.2 All painting is to be carried out in accordance with good painting practice as described in
Structural Steel Painting Manual Vol. 1 published by Structural Steel Painting Council (SSPC)
Pittsburgh, PA.
1.3 All coating thicknesses specified shall be minimum dry film thicknesses (d.f.t.) and in “mils"
(equivalent to thousands of an inch, 'thou"). Excess film thicknesses likely to prejudice
performance or visual appearance of the coating are to be removed and repainted. Generally
paint film thickness greater than 33% in excess of minimum dry film thickness are not
acceptable.
1.4 All galvanized steelwork shall be in accordance with ASTM A123 latest edition.
1.5 Prior to the commencement of the work the CONTRACTOR shall submit full details of how
he intends to carry out the work to meet the requirements of the specification and shall receive
approval of such procedures in writing from the ENGINEER before commencement of the work.
1.6 Where any equipment or other items are coated before incorporation into a structure, the
coating system shall be applied up to the top coat. The final coat shall be applied after
installation and coating damage repair as provided herein.
1.7 Pressure equipment piping, etc. to be subjected to stress relief, welding, or pressure testing
shall not be cleaned or coated until such activities are satisfactorily completed.
142
(a) Grease nipples and fittings
(b) Machined surfaces
(c) Gasket-contact surfaces
(d) Threaded connections
(e) Friction-grip surfaces
(f) Site welded margins before welding
(g) Equipment, name or special instruction plates attached to or included as part of any unit
(h) Valve stems, movable linkages, compressor or pump shafts, or any similar surfaces that are
normally lubricated or have close working tolerances.
1.9 Surface preparation and coating shall be performed by experienced labor and in accordance
with Manufacturer recommendations not covered by this specification.
Contaminants such as oil and grease shall be removed prior to any mechanical cleaning. Heavy
deposits shall be scraped or wiped off, while small or residual deposits shall be removed by local
application of solvents, according to SSPC SP-1.
Final cleaning shall be by standard abrasive blasting, unless other methods are approved by
ENGINEER. Particular attention shall be paid to welds, rivet heads, comers, joints and crevices.
(a) On surfaces that are moist or that may become moist before the application of primer.
(b) When surface temperatures are less than 5ºF above the dew point or when the relative
humidity is greater than 85%.
143
All surface defects revealed by blast cleaning shall be properly dressed to a degree that they
shall not be detrimental to coating performance as approved by ENGINEER, and the area
reblasted to the required standard.
All dust, grit, shot, grease, oil, etc., shall be removed and the surface cleaned with a vacuum
cleaner, clean dry compressed air or a clean brush before coating application. Detergents or
water washing shall not be used on freshly cleaned steel. No form of abrasive cleaning on
metallized surfaces is permitted. Where abrasive blasting is carried out adjacent to metallized
surfaces, care shall be taken in masking the metallized surfaces to avoid damage. For
galvanized areas which are welded, the heat affected area shall be cleaned of welding flux,
abrasive blasted and primed.
3. Coating Materials
3.1 General
All coating materials shall be supplied by CONTRACTOR in accordance with the Painting and
Coating Schedule. (Reference Attachment I to Exhibit "A”).
CONTRACTOR shall ensure that the coating materials provided are utilized on a "First-in First-
out" basis to ensure the shelf life is not exceeded.
When coating materials from more than one Manufacturer are used, strict control shall be
maintained over their storage, issue and use to ensure that no unapproved interchange, mixing
or overcoating of or by different Manufacturer's materials takes place.
All coating materials will be furnished in original, unopened containers bearing the
Manufacturer's label and instructions. All containers of paint shall remain unopened until
required for use. Coating materials, which have livered, gelled, or otherwise deteriorated, shall
not be used.
For two-part materials, the pot life under application conditions will be clearly stated on the
container label and this pot life shall not be exceeded. When the pot-life limit is reached, the
spray equipment shall be emptied, remaining raw material discarded, the equipment cleaned
and new material prepared.
144
3.2 Mixing and Thinning
All ingredients in any container of coating shall be thoroughly mixed for use and shall be agitated
during application to keep the pigment in suspension. The bottom of the container shall be
inspected for unmixed pigment.
Mixing shall be by mechanical methods. Hand mixing shall only be permitted for one-part
materials in containers of 1 gallon size or smaller. Coating shall not be mixed or kept in
suspension by means of an air stream bubbling under the paint surface.
Two-part materials shall be mixed by mechanical methods only and according to the
Manufacturer's instructions. Before mixing, both base and activator shall be thoroughly mixed
separately in their original containers. The Manufacturer's recommended induction time shall be
strictly observed.
Coating mixed in the original containers shall not be transferred until settled pigment is
incorporated into the vehicle. This does not imply that part of the vehicle cannot be poured off
temporarily to simplify mixing.
Where a skin has formed in the container, it shall be cut loose from the sides of the container,
removed and discarded. If such skins are thick enough to have a practical effect on the
composition and quality of the paint, the coating shall not be used. Two-part or single-part heavy
duty materials shall not be used if a skin has formed.
All pigmented coating shall be strained to remove skins and undesirable matter after mixing,
except where application equipment is provided with adequate strainers.
Dry pigments, which are separately packaged, shall be mixed by mechanical means only, with
the pigment powder introduced into the liquid so that the powder is uniformly blended and
wetted.
A coating, which has an unlimited pot life or does not deteriorate on standing may be mixed at
any time before using. If settling has occurred, it must be remixed immediately before using.
Coating shall not remain in spray pots, painter's buckets, etc. overnight but shall be gathered
into a container and remixed before use.
145
No thinner shall be added to the coating unless recommended by the Manufacturer and required
for proper application. Thinning shall not exceed the limitations established by the Manufacturer
and the type of thinner shall comply with the Manufacturer's instructions. When a thinner is used,
it shall be added to the paint only during the mixing process.
4. Equipment
All brushes, rollers, spray and blast equipment shall be in good condition and appropriate for the
work undertaken.
Air for blasting and conventional spraying shall be made available by CONTRACTOR in
sufficient quantity and at adequate pressure. It shall be substantially free from water and off and
be provided with adequate and efficient filters and traps which shall be regularly cleaned and/or
emptied.
In recirculating paint systems where gas under pressure is used over the liquid, the gas shall be
inert, e.g., nitrogen.
Abrasives for cleaning shall be free from undesirable contaminants. Expendable abrasives shall
not contain more than 2% by weight of either Fe2O3 or CuO. CONTRACTOR shall, when
requested by ENGINEER, produce analysis of the abrasive in use. The abrasive shall be of
suitable size, and when recirculated shall be maintained within a suitable size range, to produce
the specified blast profile.
If a centrifugal wheel blast-cleaning device is used for surface preparation, the start-up charge
shall be a combination of steel grit and steel shot sized to obtain the specified surface profile. All
required make-up should be limited to steel grit.
Sand used for blast cleaning shall be in accordance with the following:
The sand shall be dry, neutral pH, hard siliceous material of angular configuration free of dust,
clay or other foreign particles. Sieve analysis shall be as follows:
146
(U.S. SIEVE SERIES) Retained on Sieve
Through 8, Retained on 20 20% to 40%
Through 20, Retained on 40 47% to 80%
Through 40, Retained on 50 12% Maximum
4 Paint Application
5.1 General
Coating shall not be carried out when the relative humidity is greater than 85%, or when the
temperature of the surface to be painted is less than 5 'IF above the dew point temperature of
the surrounding ambient air.
Coating shall not be carried out during rain, fog, mist, hail, etc. Coating shall not be carried out
where airborne dust or dirt from any source can contaminate the surface.
For two-part materials, coating shall not be carried out when the temperature of the surface to be
painted is above or below the Manufacturer's recommended curing temperatures.
Surfaces shall be clean and dry before the application of any coating. If painting takes places
over a wash primer that has been exposed outdoors for an extended period, the surface shall be
brush-off blasted (see SSPC SP-7) to remove salts and other contaminants prior to any coating.
Intercoat contamination shall be removed by washing with a solution of water-rinsable detergent,
using stiff bristle brushes if necessary, followed by rinsing with clean, potable water. For
intercoat contamination by grease and oil, instructions per Paragraph 9.2 shall apply, but care
shall be taken to ensure that the solvent used is not detrimental to the coating.
The Manufacturer's instructions regarding intercoat intervals shall be strictly observed, with
conditions of temperature, humidity and ventilation taken into account.
CONTRACTOR shall take necessary steps to ensure that problems relating to intercoat
adhesion through over curing of two-part materials do not arise.
All coating film thicknesses must agree with the coating system specifications. These film
thicknesses are to be checked by CONTRACTOR and ENGINEER with calibrated film thickness
gauges. Where film thicknesses do not meet specifications, additional coasts shall be applied.
Edges (after welding), corner, crevices, nuts, bolts and washers, etc. are to receive an extra
stripe coat to ensure adequate cover.
The completed coating system shall be free from defects such as pinholes, voids, bubbles, etc.
Any defective areas shall be repaired by additional coats or removal and recoating as required to
pass inspection.
147
5.2 Spray Application
Spray guns, hoses and pumps shall be clean before coating materials are added, and shall be
kept clean so that dried paint and other foreign materials are not deposited in the applied film.
Where spray equipment has been cleaned with solvents or detergent, all traces shall be
thoroughly removed before equipment is used.
Paint ingredients shall be kept properly mixed in the spray pots or container by continuous
mechanical agitation during paint application.
The pot pressure and the air pressure in the guns shall be adjusted for optimum spraying
effectiveness with regard to the relative positions of the pot and the spray gun, and shall be high
enough to properly atomize the paint but not so high as to cause excessive fogging, evaporation
of solvent or over spraying.
Paint shall be applied in a uniform layer overlapping at the edge of the spray pattern. The spray
pattern shall be adjusted so that the paint is deposited uniformly. During operation, the gun shall
be held perpendicular to the surface and to a distance that shall be released at the end of each
stroke. All runs and sags shall be brushed out immediately.
Where brushes or rollers have been cleaned with solvents or detergents, all traces shall be
thoroughly removed before use.
148
5.5 Overcoats and Colors
Prior to the application of any coat subsequent to the primer, the immediate undercoat shall be
inspected, any physical damage repaired, and surface contaminants removed.
Each coat of paint shall be of a contrasting shade or color to that preceding and compatible with
the final finish color.
The finish color for steel work, equipment and piping generally shall be specified in the project
Paint and Coating Schedule.
6. Paint Repairs
Previously coated surfaces which have been contaminated or physically damaged or to which
site welds have been added shall be repaired utilizing coatings compatible with the existing
coating.
Previously coated areas shall be examined to establish the degree and extent of physical
damage, assessed as; primer not exposed, primer exposed, and bare steel exposed.
All loose, disbonded material shall be removed to reach firm, tightly adherent coating. On
completion of the removal, contaminants such as oil, grease, etc., shall be removed.
(b) Coating repair when primer or bare steel is exposed and for site welds on factory coated
piping.
Bare steel and exposed primer shall be thoroughlv cleaned as appropriate for the material and
the area to be cleaned. The surface preparation shall extend for a distance of at least 50mm into
the firm adjacent coating.
On completion of the above, firm coating adjacent to the clean steel surface shall be chamfered
back for a distance of at least 100mm from the edges, and these edges abraded or softened by
solvent wiping as appropriate for the material. The whole area shall then be thoroughly re-
cleaned.
149
Depending upon the area to be repaired, brush or sprays apply materials as required to bring the
damaged area to the same dry film thickness as the adjacent, undamaged areas.
7. Inspection
At the sole discretion of ENGINEER, ENGINEER may carry out any or of the following:
(a) Furnish continuous, unbroken attendance during surface preparation or coating.
(b) Inspect all steel before during and after surface preparation.
(c) Reject any surface preparation not in accordance with the specified standard.
(d) Inspect every coat of paint for continuity, thickness and adhesion.
(e) Ensure that the specified standards of cleanliness and procedures are observed.
(f) Reject any stage of the coating application which fails inspection.
All work covered by this specification shall at times be subject to inspection by the ENGINEER.
Work not so inspected shall not remove the liability of CONTRACTOR to adhere to this
Specification.
CONTRACTOR shall be fully cognizant of and shall abide by the Manufacturer’s data and
instruction sheets for each individual coating material and/or system to be applied in accordance
with this Specification.
150