Corrosión bajo aislamiento: estrategias de inspección basada en riesgos para tuberías de proceso envejecidas

La corrosión bajo aislamiento (CUI) es peligrosa porque la tubería parece estar bien desde el exterior. La chaqueta está intacta, la pintura del revestimiento es aceptable y nada se manifiesta hasta que una fuga por porosidad o una medición del espesor de pared indican lo contrario. En las tuberías de proceso más antiguas, la exposición es peor. El encamisado se ha desgastado, el sellador ha envejecido, los recubrimientos originales bajo el aislamiento pueden estar degradados y los registros de qué está aislado, con qué y a qué temperatura suelen estar incompletos. El coste se manifiesta de dos maneras. Una es una liberación no planificada de hidrocarburos o una parada de planta. La otra es la campaña masiva de retirada de aislamiento, que consume andamios, mano de obra de aislamiento y tiempo de inactividad, y aun así pasa por alto los peores puntos si no se dirige a las líneas correctas.

La mayoría de los operadores gestionan esto con la inspección basada en riesgos (RBI). Este artículo cubre los mecanismos, dónde se concentra el riesgo y cómo construir un programa para activos envejecidos.

Contexto de normas y requisitos

Varios documentos se aplican a un programa de CUI en tuberías:

• API 570 cubre la inspección en servicio, clasificación, reparación y alteración de sistemas de tuberías. Es el marco del código de inspección bajo el cual se sitúan la mayoría de los programas de CUI en tuberías.
• API 580 y API 581 cubren la inspección basada en riesgos y su metodología.
• API 583 aborda la corrosión bajo aislamiento e ignifugado.
• NACE SP0198 aborda el control de la corrosión bajo aislamiento térmico y materiales ignífugos utilizando un enfoque de sistemas.
• DNV-RP-G109 es una práctica recomendada cuyo objetivo declarado es una metodología práctica, rentable y basada en riesgos para gestionar la CUI.

Consulte su jurisdicción y las normas de su empresa para saber cuáles de estos son obligatorios. El programa debe establecer qué documento rige los intervalos de inspección y cuál rige el método de riesgo.

Cómo se desarrolla la CUI

La CUI es una corrosión externa localizada bajo el aislamiento térmico. Comienza cuando el agua atraviesa el sistema de aislamiento y llega a la pared de la tubería (Kasko Makine). A partir de ahí, el aislamiento retiene esa agua contra el acero, a menudo con cloruros y otros contaminantes, y oculta lo que está sucediendo debajo.

Fuentes de agua típicas en plantas antiguas:

• Juntas de la chaqueta fallidas o desplazadas, y sellador que se ha endurecido y agrietado.
• Penetraciones como soportes, conexiones de instrumentos, venteos, drenajes y entradas de trazado térmico.
• Fugas en tuberías de vapor o de trazado térmico.
• Condensación en servicios fríos.
• Lavado, pruebas de diluvio y lluvia impulsada hacia el revestimiento dañado.

Dos modos de daño son importantes en una planta de materiales mixtos. Los aceros al carbono y de baja aleación sufren corrosión externa general o por picaduras, a menudo como una pérdida de pared localizada que los métodos de cuadrícula de espesor pueden pasar por alto. Los aceros inoxidables austeníticos no son inmunes. Bajo la combinación adecuada de humedad, cloruros y temperatura moderadamente elevada, pueden agrietarse por corrosión bajo tensión por cloruros externos, y los estudios de pérdida de pared no detectarán eso. Trate estos como mecanismos de daño separados con diferentes métodos de detección.

Rangos de temperatura y servicio de mayor riesgo

La temperatura decide si el agua líquida permanece en contacto con el metal. El agua hierve a 100 °C a presión atmosférica, y ese punto es un límite práctico:

• Muy por encima del punto de ebullición del agua en servicio continuo: la pared de la tubería tiende a expulsar la humedad, por lo que el aislamiento suele permanecer seco. El riesgo aumenta cuando la línea se detiene, funciona a ritmo reducido o tiene un punto muerto (dead leg) que opera más frío que el proceso principal.
• Alrededor y moderadamente por encima del punto de ebullición, y hasta la temperatura ambiente: el agua líquida puede persistir o ciclar entre húmedo y seco, concentrando especies corrosivas en la pared. Aquí es donde la CUI del acero al carbono es más activa, y donde las preocupaciones por agrietamiento del acero inoxidable se sitúan en el extremo cálido.
• Por debajo de la temperatura ambiente: la condensación y la formación de hielo pueden mantener húmedo el aislamiento, especialmente cuando la barrera de vapor está dañada.
• Servicios cíclicos o intermitentes: las líneas que oscilan a través del punto de ebullición del agua o que quedan inactivas a menudo tienen un riesgo consistentemente mayor que las líneas en estado estacionario.

Las metodologías RBI, incluyendo DNV-RP-G109, utilizan la temperatura de operación como un factor clave de clasificación. Aplíquela al envolvente operativo real, incluyendo el arranque, la parada de planta, el vaporizado y las condiciones de falla. La temperatura de diseño en la lista de líneas no es suficiente.

Comparación de servicio y configuración

Ubicaciones que producen hallazgos repetidamente

Cualquiera que sea la clase de línea, concéntrese en:

• Terminaciones de aislamiento en bridas, válvulas y conexiones de equipos.
• Penetraciones y puntos de soporte.
• Puntos bajos, codos y la parte inferior de tramos horizontales, donde se acumula el agua.
• Tramos verticales debajo de una sección dañada de la chaqueta.
• Cualquier área donde la chaqueta esté abollada o desplazada, o el sellador haya fallado visiblemente.

Los orificios de drenaje en la parte inferior del aislamiento de la tubería son una forma reconocida de liberar el agua atrapada (revisión de MDPI). Necesitan mantenimiento. Un drenaje bloqueado da una falsa sensación de protección.

Creación del programa basado en riesgos para activos antiguos

1. Establecer la población y completar las brechas de datos

Comience con la lista de líneas, los P&IDs e isométricos. Para cada línea o circuito aislado, registre el material, el rango de temperatura de operación, el tipo de aislamiento, el tipo de chaqueta, la antigüedad del sistema de aislamiento y cualquier recubrimiento bajo el aislamiento. Añada el historial de fugas, hallazgos previos de remoción de aislamiento e historial de trazado de vapor.

En activos antiguos, estos datos suelen estar incompletos. El material del ICorr Annual Corrosion Forum incluye orientación sobre qué hacer cuando no hay datos. En la práctica, asuma el peor de los casos para el campo faltante, registre que lo hizo y deje que los hallazgos de campo reemplacen la suposición con el tiempo.

2. Evaluar la probabilidad y la consecuencia por separado

La inspección basada en riesgos combina la probabilidad de daño por CUI con la consecuencia de la falla, de modo que el esfuerzo de inspección se centre donde más importa (iFactory). Esto no significa que cada tubería con aislamiento húmedo necesite una remoción inmediata.

Factores de probabilidad:

• Temperatura de operación relativa al punto de ebullición del agua y el grado de ciclado.
• Condición de la chaqueta, sellador y barrera de vapor.
• Antigüedad y tipo de sistema de aislamiento, y si retiene agua.
• Condición del recubrimiento bajo el aislamiento, cuando se conozca.
• Presencia de trazado, fuentes de agua cercanas y el entorno local.
• Hallazgos previos en el mismo circuito o uno similar.

Factores de consecuencia:

• Peligrosidad del fluido (inflamable, tóxico, alta presión).
• Ubicación de la liberación en relación con el personal, fuentes de ignición y equipos críticos.
• Impacto ambiental y dependencia de la producción.

Clasifique las líneas en grupos y establezca el alcance y la frecuencia de la inspección para que coincidan con el riesgo combinado. La metodología API 581 y DNV-RP-G109 ofrecen formas estructuradas de hacerlo. Un artículo anterior sobre el uso de resultados de RBI para justificar y gestionar un programa de CUI (ETCE, 2002) plantea el mismo punto: los resultados de RBI deben dirigir el alcance del programa, no ser un complemento.

3. Adaptar el método de inspección al mecanismo de daño

Utilice un enfoque escalonado:

1. Inspección externa de la condición de la chaqueta y el aislamiento, con el nivel de detalle de una inspección externa API 570.
2. Monitoreo no intrusivo, como radiografía de perfil o corrientes de Foucault pulsadas, para encontrar dónde el aislamiento está húmedo o es probable que haya pérdida de pared. HOIS-G-023 cubre la inspección de CUI in situ.
3. Remoción selectiva de aislamiento en las ubicaciones señaladas por el monitoreo y por las configuraciones de alto riesgo anteriores, con inspección visual y medición directa de espesores o detección de grietas en el metal expuesto.
4. Remoción total del circuito, pero solo cuando los hallazgos muestren que el daño está extendido.

4. Reconocer lo que el RBI no puede hacer

Una revisión de CUI en petróleo y gas señala que el RBI es muy solicitado para la predicción y mitigación de CUI, pero donde la falla por corrosión tiene consecuencias graves, puede no ser lo suficientemente confiable (revisión de MDPI). Para líneas de alta consecuencia con datos deficientes, una puntuación de probabilidad baja no reemplaza la inspección física. Trate el modelo como una herramienta de priorización y verifíquelo frente a los hallazgos.

5. Cerrar el ciclo

Cada hallazgo, incluyendo "no se encontró daño", debe actualizar la clasificación de probabilidad para líneas similares. Registre la ubicación, la condición del aislamiento, el daño encontrado y la fuente de agua aparente. El artículo de AMPP sobre RBI para CUI y corrosión bajo protección contra fuego (2024) cubre ambas amenazas bajo un mismo enfoque de RBI. Si su planta tiene acero con protección contra fuego y tuberías aisladas, gestiónelos juntos.

Seguridad al abrir el aislamiento en tuberías en servicio

Retirar el aislamiento de líneas de hidrocarburos vivas no es un trabajo trivial. Antes de cualquier trabajo que pueda exponer la pared de la tubería o implique un acceso intrusivo:

• Confirme el estado de la línea a través del sistema de permisos de trabajo e identifique la clasificación de área clasificada de la zona de trabajo.
• Si la inspección o cualquier reparación implica abrir el límite del proceso, aísle la línea, despresurice, ventile a un lugar seguro y verifique energía cero antes de comenzar el trabajo.
• Aplique bloqueo y etiquetado (lock-out/tag-out) a los puntos de aislamiento.
• Utilice detección de gas calibrada en todo momento y controle las fuentes de ignición, incluidas las herramientas utilizadas para retirar la chaqueta.
• Asuma que una pared corroída puede ser más delgada que la nominal. No aplique cargas, martillee ni haga palanca contra una sección donde no se haya evaluado la pérdida de pared.
• Restaure el aislamiento, la chaqueta y el sellador a un estándar que evacue el agua. No deje cubiertas temporales en su lugar.

Escenario ilustrativo

Este escenario es ilustrativo, no un caso reportado. Una unidad de procesamiento de gas antigua cuenta con tuberías de acero al carbono y acero inoxidable austenítico, aislamiento original e isométricos incompletos. El equipo evalúa todas las líneas aisladas por envolvente de temperatura, ciclado y condición de la chaqueta. Un grupo de líneas de acero al carbono de uso intermitente con fallas visibles en las costuras de la chaqueta ocupa el rango más alto, junto con un conjunto de ramales de puntos muertos (dead-legs) que aparecen en los P&IDs pero no en la base de datos de inspección. Una línea de acero inoxidable en servicio caliente cerca de un área expuesta a la costa se clasifica por separado debido a su susceptibilidad al agrietamiento.

El equipo aplica el método escalonado. El levantamiento externo y el cribado no intrusivo cubren al grupo de alto rango, y el aislamiento se retira solo donde el cribado indica humedad o pérdida de pared. Supongamos que las primeras remociones en puntos muertos muestran pérdida de pared en el punto bajo donde se acumula el agua. Esos hallazgos elevan a los puntos muertos restantes en la clasificación y los añaden a la siguiente campaña. Las líneas inspeccionadas que resultan estar secas y con chaquetas intactas bajan en la clasificación, y su intervalo se extiende de acuerdo con API 570 y el procedimiento RBI de la planta.

Lista de verificación práctica

• ¿Están todas las líneas aisladas en la base de datos de inspección, incluyendo puntos muertos y ramales?
• ¿Se basa la envolvente de temperatura operativa en la operación real, incluyendo paradas y ciclados?
• ¿Se han asignado suposiciones conservadoras a los campos de datos faltantes y se han marcado para su corrección?
• ¿Se tratan la pérdida de pared en acero al carbono y el agrietamiento en acero inoxidable como mecanismos separados?
• ¿Están las terminaciones, penetraciones, puntos bajos y áreas de chaqueta dañadas en el alcance de la inspección?
• ¿Tiene cada línea de alta consecuencia una inspección física, no solo una puntuación de modelo?
• ¿Se revisan y mantienen abiertos los orificios de drenaje, donde existan?
• ¿Se retroalimentan los hallazgos, incluidos los negativos, en la clasificación de riesgos?
• ¿Incluyen los paquetes de trabajo para la remoción de aislamiento el aislamiento, despresurización, verificación de energía cero, LOTO, detección de gases y controles de área clasificada?
• ¿Se verifica y aprueba la calidad del restablecimiento de la chaqueta y el sellador?

Conclusión

Un programa eficaz de CUI en tuberías envejecidas comienza con una población completa, clasifica las líneas por comportamiento térmico, condición de la chaqueta y consecuencia, y luego utiliza el método más económico capaz de encontrar el mecanismo de daño en cuestión. Trate el RBI como una forma de dirigir la inspección, no como un reemplazo de esta, particularmente donde la falla sería costosa y los datos son escasos.

Como pasos siguientes, audite su inventario de líneas aisladas en busca de puntos muertos faltantes y temperaturas desconocidas, clasifique la población utilizando DNV-RP-G109 o su implementación de API 581, y programe cribados dirigidos y remociones en el grupo de mayor rango. Luego, utilice los hallazgos para revisar la clasificación antes de la próxima campaña.