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EVALUACIÓN DE RIESGO DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO EN AMBIENTE
COSTERO DE ACUERDO CON METODOLOGÍAS API581 Y EEMUA159

ADRIANA CATALINA CHAPARRO CASTAÑEDA

UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y TECNOLÓGICA DE COLOMBIA
FACULTAD DE POSGRADOS DE INGENIERÍA
MAESTRÍA EN GESTIÓN DE INTEGRIDAD Y CORROSIÓN
BOGOTÁ
2021

EVALUACIÓN DE RIESGO DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO EN AMBIENTE
COSTERO DE ACUERDO CON METODOLOGÍAS API581 Y EEMUA159

ADRIANA CATALINA CHAPARRO CASTAÑEDA

Tesis de grado.

Director: M. Sc. Katherine Andrea Blanco Buitrago
Magister en Metalurgia y Ciencia de los Materiales

UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y TECNOLÓGICA DE COLOMBIA
FACULTAD DE POSGRADOS DE INGENIERÍA
MAESTRÍA EN GESTIÓN DE INTEGRIDAD Y CORROSIÓN
BOGOTÁ
2021
3

Nota de aceptación

Firma del presidente del jurado
Firma del jurado
Firma del jurado

Bogotá, 30 de mayo de 2021
4

CONTENIDO

pág.

1. INTRODUCCIÓN .........................................................................................................................9
2. OBJETIVOS ............................................................................................................................... 10
1. Objetivo general...................................................................................................................... 10
2. Objetivos específicos .............................................................................................................. 10
3. MARCO TEÓRICO .................................................................................................................... 11
3.1 TANQUES DE ALMACENAMIENTO........................................................................................ 11
3.2 PROBABILIDAD DE FALLA POR CORROSIÓN ..................................................................... 13
3.3 FACTORES DE DAÑO (DF) .................................................................................................... 14
3.4 MECANISMOS DE DEGRADACIÓN Y MODOS DE FALLA .................................................... 14
4. METODOLOGÍA ........................................................................................................................ 21
4.1 Criterios de riesgo API581 y EEMUA159. .......................................................................... 24
4.2 Criterios de inspección. ...................................................................................................... 26
5. DESARROLLO .......................................................................................................................... 28
5.1 Información de entrada ............................................................................................................ 28
5.2 Evaluación fondo de tanque ..................................................................................................... 31
6. RESULTADOS Y ANÁLISIS ........................................................................................................... 38
7. PLAN DE INSPECCIÓN ............................................................................................................ 41
8. CONCLUSIONES ...................................................................................................................... 43
9. RECOMENDACIONES .............................................................................................................. 44
10. BIBLIOGRAFÍA E INFOGRAFÍA. ............................................................................................ 45
11. ANEXO 1. ............................................................................................................................... 47

LISTA DE GRÁFICAS

Pág.

Gráfica 1. Clasificación de techos de tanques de almacenamiento. ................................................... 12
Gráfica 2. Elementos de falla que se pueden materializar en un área de almacenamiento de crudo. 19
Gráfica 3. Detalle elementos de falla que se pueden materializar en un área de almacenamiento de
crudo. ......................................................................................................................................... 19
Gráfica 4. Planteamiento general del modelo empleado para la determinación del riesgo del tanque
TK001. ....................................................................................................................................... 23
Gráfica 5. Planteamiento general del modelo empleado para la determinación del riesgo del tanque
TK001 – Criterios de riesgo – API581 y EEMUA159. ................................................................ 24
Gráfica 6. Planteamiento general del modelo empleado para la determinación del riesgo del tanque
TK001 – Criterios de inspección directa – API653. .................................................................... 26
Gráfica 7. Planteamiento general del modelo empleado para la determinación del riesgo del tanque
TK001 – Resultados. ................................................................................................................. 27
Gráfica 8. Información general a recolectar para realizar la evaluación del active objeto de estudio. 28
Gráfica 9. Información del fluido almacenado. .................................................................................... 29
Gráfica 10. Parámetros de dimensiones de tanque de almacenamiento. ........................................... 30
Gráfica 11. Materiales típicos para la construcción de tanques de almacenamiento de crudo. .......... 30
Gráfica 12. Características del recubrimiento a evaluar durante inspección. ..................................... 31
Gráfica 13. Velocidades de corrosión consideradas para evaluar el fondo del tanque de
almacenamiento. ........................................................................................................................ 31
Gráfica 14. Resultados de cálculo de vida remanente del TK001. ..................................................... 39
Gráfica 15. Proyección de resultado de riesgo intolerable. ................................................................. 39
Gráfica 16. Resultado de riesgo del tanque TK001 en matriz RAM. ................................................... 40

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6

LISTA DE TABLAS

Pág.

Tabla 1. Información general del tanque de almacenamiento de crudo TK001. ................................. 22
Tabla 2. Relación de categorías de inspección de fondo de tanques lado suelo y lado producto. ..... 32
Tabla 3. Factor de ajuste de resistividad del suelo, para el cálculo de velocidad de corrosión. ......... 33
Tabla 4. Factor de ajuste del tipo de fundación del suelo, para el cálculo de velocidad de corrosión.
................................................................................................................................................... 33
Tabla 5. Factor de ajuste para la efectividad de operación de los drenajes de aguas luvia, para el
cálculo de velocidad de corrosión. ............................................................................................. 34
Tabla 6. Factor de ajuste para la efectividad de operación del sistema de protección catódica, para el
cálculo de velocidad de corrosión. ............................................................................................. 34
Tabla 7. Factor de ajuste del tipo de fondo, para el cálculo de velocidad de corrosión. ..................... 35
Tabla 8. Factor de ajuste de las condiciones del producto, para el cálculo de velocidad de corrosión.
................................................................................................................................................... 35
Tabla 9. Factor de ajuste de las condiciones de temperatura del producto, para el cálculo de
velocidad de corrosión. .............................................................................................................. 36
Tabla 10. Factor de ajuste de la presencia de serpentín de calentamiento en el tanque, para el
cálculo de velocidad de corrosión. ............................................................................................. 36
Tabla 11. Factor de ajuste de los drenajes del fondo del tanque, para el cálculo de velocidad de
corrosión. ................................................................................................................................... 36
Tabla 12. Plan de inspección recomendado para el TK001, resultado del análisis de riesgo. ........... 41

LISTA DE FIGURAS

Pág.

Figura 1. Estructura de un tanque de almacenamiento de crudo. ...................................................... 11
Figura 2. Metodología desarrollada para la evaluación de riesgo del TK001, resultados y análisis. .. 21
Figura 3. Matriz de reisgo de 6x6. ...................................................................................................... 37

file:///D:/UPTC/Trabajo%20de%20Grado/Evaluación%20de%20Riesgo%20TK%20API581-EEMUA159%20Adriana%20Chaparro.docx%23_Toc73112438
8

RESUMEN

Desde siempre las necesidades de la industria mundial exigen la optimización de recursos en todos
los niveles jerárquicos de una organización, es por esto que, desde la fabricación, construcción,
servicio y desmantelamiento, los procesos se han ligado a la implementación de estándares y normas
que dan lineamientos mínimos para lograr un resultado optimo con mejora continua de la
administración de activos que conforman la industria como lo es del crudo y petróleo.

En este documento se presentan los resultados obtenidos de la evaluación de riesgo del tanque de
almacenamiento de crudo TK001, ubicado en la costa colombiana. El modelo de cálculo formulado es
basado en estándares para la evaluación de riesgo como API581, complementado con variables de
EEMUA 159 y el estándar de inspección de tanques de almacenamiento de crudo API653. Se
recolecto información general del tanque de almacenamiento objeto de estudio, para realizar el cálculo
de probabilidad de falla y consecuencia de falla, en el escenario más crítico de presentarse una rotura
y fuga de producto almacenado.

Además de los resultados para el cálculo de riesgo del tanque, se obtiene el plan de inspección, que
permita concentrar los esfuerzos de inversión de presupuesto, logística y personal, logrando así
proyectar el período de tiempo en el que las acciones recomendadas podrían desarrollarse y así
aprovechar al máximo sus tiempos de operación e inspección.

1. INTRODUCCIÓN

En la industria en general una gran premisa estratégica es obtener valor, mejorar la productividad y
reducir costos del proceso que se esté ejecutando. Dentro de los procesos de extracción y producción
de crudo, los tanques de almacenamiento son activos estáticos que representan un volumen de
inventario, muy probablemente, para exportar. De este modo las estrategias para generar actividades
de inspección y mantenimiento para este tipo de activos debe tener el suficiente razonamiento, que
logre impactar en menor medida la productividad y costos de paradas no programadas durante la
operación.

La conjugación de estándares como API653, API581 y EEMUA159, puede considerarse como una
alternativa para determinar de una manera acertada y estratégica la elaboración e implementación de
un modelo para evaluación de las condiciones de diseño y operación de tanques de almacenamiento
de crudo, que permita evidenciar el componente crítico, su exposición al riesgo y los costos asociados
a una eventual materialización de un evento de falla, para así lograr focalizar los esfuerzos de las
organizaciones y obtener una relación costo – beneficio optima, resultado de una evaluación y la
ejecución de las acciones que se traduzcan en mejorar productividad y obtención de valor del activo
evaluado.

En este documento se presentan las variables que se han tenido en cuenta en el modelo de cálculo
planteado para evaluar el riesgo del tanque de almacenamiento TK001, además de sus resultados y
el plan de inspección recomendado luego del análisis del activo, que permita concentrar los esfuerzos
de inversion, logística y personal, logrando así proyectar el período de tiempo en el que las acciones
recomendadas podrían desarrollarse y así aprovechar al máximo sus tiempos de operación e
inspección.

2. OBJETIVOS

1. Objetivo general

Determinar el nivel de riesgo del tanque TK001 expuesto a ambiente marino, a partir del planteamiento
de un modelo de cálculo que incluye los estándares API653, API581 y EEMUA159 y plantear acciones
que beneficien la mitigación de los mecanismos de daño activos.

2. Objetivos específicos

- Evaluar la susceptibilidad de adelgazamiento y corrosión externa en el TK001.
- Evaluar la probabilidad de falla y consecuencia de falla cuantitativa del TK001.
- Determinar el nivel de riesgo y plan de inspección como acción para reducir el nivel de riesgo.

3. MARCO TEÓRICO

3.1 TANQUES DE ALMACENAMIENTOUn tanque de almacenamiento es un recipiente capaz de contener líquidos. Por lo general, son de
forma cilíndrica, esto los hace resistentes y de fabricación económica y sencilla. La razón por las que
son muy comunes es que, en la mayoría de los procesos industriales, es necesario almacenar
productos o insumos, para su procesamiento o distribución. Generalmente operan a presión
atmosférica. Pueden no estar completamente cerrados o no tener techo.

El código de construcción API650 contempla en su alcance tanques soldados para el almacenamiento
de crudo. De manera simple un tanque API 650, es un tanque de sección cilíndrica, de eje vertical,
con base plana apoyada sobre el suelo, con presión de trabajo igual a la atmosférica o menor a 18
KPa, temperaturas por debajo de 93°C y fabricados en acero.

Independientemente del diseño y uso previsto, todos los tanques tienen tres componentes principales:
el fondo o piso, el cuerpo y el techo, como se observa en la Figura 1.

Figura 1. Estructura de un tanque de almacenamiento de crudo.

Fuente: https://www.demaquinasyherramientas.com/soldadura/introduccion-a-la-soldadura-de-
tanques

El material usado para la construcción de estos tanques metálicos consiste en grandes placas de
acero y sus variantes, como acero galvanizado, acero inoxidable y acero de níquel. El cuerpo del
tanque está formado por una serie de anillos soldados entre sí y dependiendo de la aplicación puede
constar de una o dos paredes. Así, los cuerpos más comunes y usados son los de una sola pared,
mientras que los de pared doble se emplean en aplicaciones en las que se requiere el almacenamiento
a baja temperatura o alta presión. El caso de los tanques criogénicos que almacenan gas natural
licuado a -196°C es el más representativo de los tanques de pared doble, en donde la pared interna
es de acero de níquel y la pared externa es de acero y hormigón pretensado.

Los tanques pueden construirse por encima o por debajo del nivel del suelo, su orientación puede ser
vertical u horizontal, y el techo puede adquirir diversas formas, por ejemplo, puede ser cónico, en
forma de domo o de tipo flotante, todo en función de las necesidades y aplicaciones reales, ver Gráfica
1.

Fuente: Autor.

Los tres componentes de un tanque requieren la soldadura de las chapas de acero, ya sea entre el
fondo y cuerpo, entre cuerpo y techo, así como entre las propias chapas que conforman el fondo, el
cuerpo o el techo.
Riesgo

FLOTANTE
TECHO
FIJO
AUTOSOPORTADO SOPORTADO
CUBIERTA
INTERNA
CUBIERTA
EXTERNA
SIMPLE
RAFTER
GIRDER
COLUMNA
DOMO
Gráfica 1. Clasificación de techos de tanques de almacenamiento.
13

3.2 PROBABILIDAD DE FALLA POR CORROSIÓN

Se tiene la probabilidad de falla como función del tiempo y la efectividad de la inspección se determina
empleando sistemas de gestión en los mecanismos de daño activos, se emplean en todos los
componentes de los tanques de almacenamiento.

El estándar API653 determina una alternativa para establecer la fecha de inspección interna inicial,
así como la fecha de reevaluación. Sin embargo de acuerdo con API5811, cuando se realiza una
evaluación RBI, el máximo intervalo de tiempo para inspección interna no se aplicará para tanques
que almacenen:

a) Sustancias altamente viscosas que se solidifican a temperaturas inferiores a 110 ° F, como
asfalto.

b) Cualquier sustancia o mezcla que:

1) No se identifica ni regula como producto químico o material peligroso según las leyes
gubernamentales.

2) El propietario / operador ha determinado que no afectará negativamente la superficie o el agua
subterránea más allá de la instalación o pueda afectar la salud humana o el medio ambiente.

Para que el operador o mantenedor establezca el intervalo de inspección interna utilizando RBI, se
debe proporcionar una metodología para asignar la efectividad de la inspección. De acuerdo con API
5811, se proporcionan varias áreas de inspección que se contabilizan dentro de la metodología de
evaluación de riesgos.

En general, los resultados de la evaluación RBI pueden ser utilizados para establecer una estrategia
de inspección de tanques de almacenamiento que defina los métodos de inspección más apropiados,
frecuencia adecuada para inspecciones internas y externas, y lineamientos para gestionar la
probabilidad.

API 653 requiere que al utilizar RBI, las evaluaciones deberán:

a. Seguir todos los requisitos enumerados en API 653.

b. Las evaluaciones deberán ser sistemáticas tanto de la probabilidad de falla como de las
consecuencias asociadas a la falla.

c. Estar completamente documentadas, definiendo claramente todos los factores que
contribuyen a la probabilidad como a la consecuencia falla.

1 Risk-Based Inspection Methodology, API Recommended Practice 581 Third Edition, april 2016. Addendum, april 2019.

d. Ser realizadas por un equipo multidisciplinario que incluya la inspección y la experiencia en
ingeniería con conocimientos en aplicación de principios de diseño, construcción y tipos de
daños posibles y probables en tanques de almacenamiento.

3.3 FACTORES DE DAÑO (DF)

El factor de daño se determina en función de los mecanismos de daño susceptibles y probables a los
que están expuestos los materiales de los componentes a analizar, así como las condiciones de
servicio, condiciones mecánicas y la efectividad de las actividades de inspección utilizadas para
cuantificar el daño en los componentes. El cálculo de factor de daño se hace específico para el
componente bajo evaluación.

3.4 MECANISMOS DE DEGRADACIÓN Y MODOS DE FALLA

De acuerdo con EEMUA1592, los mecanismos de falla pueden ocurrir dentro de un período de tiempo
o ser el resultado de eventos sucesivos.

3.4.1 Corrosión

Corrosión generalizada en combinación con corrosión tipo pitting puede ocurrir interna o
externamente.

4. La Corrosión interna puede ser el resultado de:

• La presencia de sustancias agresivas o contaminantes en el producto almacenado puede
estar en combinación con otras condiciones.
• El ingreso y acumulación de agua en el tanque.
• Defectos en juntas soldadas del fondo y laminas anulares.

5. Corrosión externa (fondo y cuerpo) puede ser el resultado de acumulación de agua:

• Por mal diseño e instalación de vigas de viento primarias y secundarias.
• En el caso de un techo con vigas externas.
• En las placas de refuerzo alrededor de las boquillas.
• En barre pies y pasamanos.
• Alrededor del sello del techo flotante, (drenaje inadecuado).

2 Above ground flat bottomed storage tanks. A guide to inspection, maintenance and repair. 4th Edittion. Publication No.
159. 07 – 2014.
15

6. Mecanismos de corrosión general y factores que favorecen la corrosión:

• Los tanques que almacenan líquidos calientes están diseñados predominantemente con
configuraciones de fondo cónico. La corrosión acelerada de las placas anulares inferiores es
más probable cuando los tanques que son calentados se construyen con fondos cónicos.
• Corrosión bimetálica, resultado de la unión de metales disimiles en la presencia de humedad,
es un problema que frecuentemente se pasa por alto, particularmente en sistemas puesta
tierra de tanques de almacenamiento.

3.4.2 Corrosión inducida por microbacterias

Entre los problemas que pueden causar están:

1. Tienen índices de corrosión mucho más altos que los mecanismos de corrosión normal.
2. Puede provocar daños graves dentro de los intervalos de inspección, razón por la que la
prevención con inspección puede no ser una buena opción.
3. Resulta en altos costos de reparación, estos costos pueden repetirse si no se reconoce de
manera acertada el mecanismo de corrosión.

3.4.3 Combinación de mecanismos de degradación.

Dentro de los problemas que pueden surgir por la combinación de mecanismos de degradación están:1. Combinación interna y externa en combinación con un asentamiento excesivo, es una causa
de fuga en el fondo.
2. La interfaz entre la estructura del tanque y los cimientos, así como el diseño y construcción
de los cimientos.
3. Reducción de costos y reparaciones inadecuadas basadas en presupuesto.
4. Corrosión bacteriana, se puede presentar cuando las bacterias están presentes en el líquido
almacenado, en el agua libre. El crecimiento puede ocurrir en puntos localizados dentro de un
tanque incluso sin la presencia de oxígeno libre disponible, pero existen circunstancias
específicas bajo las cuales las bacterias pueden crecer (disponibilidad de nutrientes, valor de
pH, temperatura, etc.).

3.4.4 Modos de falla

Se pueden considerar:

1. El escenario más probable es el agujero por corrosión en las láminas del fondo. Las
consecuencias que se pueden generar son:

a. Fuga dentro del dique del tanque.
b. Posible contaminación de aguas subterráneas.
c. Asentamientos extensos del suelo/pérdida de soporte.
16

2. El segundo modo de falla es una ruptura del fondo del tanque debido a una excesiva fuga,
provocando inestabilidad estructural de la cimentación, se pueden considerar las siguientes
consecuencias:

a. Llenado de tanques, mayor contaminación del suelo / aguas subterráneas.
b. Posible lavado, contaminación fuera del área de tanques.
c. Pérdida del tanque.
d. Contaminación del aire.

El componente más crítico de un tanque de almacenamiento es el fondo, de este modo se va a
profundizar en las causas de corrosión en las láminas del fondo:

Drenaje deficiente alrededor del tanque;

1. Escama de óxido, cuando está presente en la parte inferior del fondo del tanque causa un
ataque preferencial.

2. Agua acumulada alrededor del tanque y migrando debajo del fondo.

3. Asentamiento significativo, que baja el tanque por debajo de un nivel para un drenaje
adecuado. Esto puede provocar la corrosión de la placa anular alrededor del perímetro. La
corrosión puede ser severa adyacente a las láminas del cuerpo, pero generalmente está restringida
a aproximadamente un metro desde el exterior del fondo del tanque / placas anulares.

4. Nivel freático elevado.

5. Arena con alto contenido de cloruros utilizados para la base, lo que provoca picaduras
localizadas.

6. Escorias o cenizas ácidas a base de carbón que se incluyen en la cimentación.

7. Se incluyen piedras afiladas o grandes en la base. Esto puede dar lugar a picaduras profundas
por corrosión de la celda de concentración de oxígeno.

8. Aplicación de revestimiento externa, deficiente en la parte inferior (rara vez se aplica
inicialmente, solo después de la elevación).

9. Cuando se ha instalado protección catódica después de la puesta en servicio del tanque, la
presencia de membranas plásticas impermeables o almohadillas de asfalto dificulta, que una
corriente protectora suficiente llegue a todas las áreas del fondo. Protección catódica, cuando se
opera fuera de sus límites de diseño, también pueden aumentar las tasas de corrosión
(especialmente en tanques fabricados con placas de acero inoxidable).
17

10. En los tanques que almacenan productos calentados como el asfalto, existen grandes
diferencias en el potencial del tanque al suelo en el fondo. Esto puede causar picaduras profundas
y aleatorias. Los potenciales se vuelven más anódicos desde el centro del tanque hacia afuera.

11. Los tanques calientes aumentan la permeabilidad del agua debajo del fondo y las tasas de
corrosión aumentan con el aumento de la temperatura.

3.4.5 Determinación de velocidad de corrosión por suelo

De acuerdo con API5811 uno de los factores que más impacta la proyección de la vida remanente es
la determinación de la velocidad de corrosión y uno de los componentes que afecta en mayor medida
la vida remanente es el fondo de los tanques de almacenamiento, de este modo se deberá determinar
de manera directa o indirecta velocidades reales (por medición directa) y/o establecida de manera
teórica de acuerdo con los modelos basados en riesgo de API 581.

La corrosión ocurre desde el lado del producto (corrosión interna) y el lado del suelo (corrosión externa)
de los fondos de los tanques construidos en acero al carbono.

La corrosión del lado del producto puede provocar un adelgazamiento general o localizado. Los
factores que afectan la corrosión del lado del producto son las características de corrosividad del
producto almacenado, la temperatura de operación, empleo de serpentín de vapor y la presencia de
agua.

La corrosión del lado del suelo produce un adelgazamiento localizado. Los factores que afectan la
corrosión del lado del suelo son tipo de suelo, tipo de fundación, drenaje de agua, sistema de
protección catódica, diseño de fondo del tanque y temperatura de funcionamiento del producto
almacenado.

El objetivo de establecer velocidades de corrosión teóricas es generar un enfoque conservador
orientado al riesgo, para evaluar el potencial de suelo como agente promotor de corrosión y determinar
las medidas de mitigación apropiadas, mientras se toman los factores reales y determinantes para la
evaluación de corrosión por suelo.

3.4.6 Niveles de Confianza de Cálculos de Velocidad de Corrosión

La capacidad de indicar la velocidad de corrosión precisa se limita por la complejidad de acceso a los
componentes a evaluar, proceso, variaciones metalúrgicas y limitaciones de los métodos de
inspección y evaluación. Las fuentes de información para cálculo de velocidad de corrosión incluyen
inspección y verificaciones, bases de datos de equipos similares, juicio de expertos. La incertidumbre
en el cálculo de velocidad de corrosión varía dependiendo de la fuente y calidad de los datos.

Para el adelgazamiento general, se puede establecer la confiabilidad de las fuentes de información
utilizadas para establecer una tasa de corrosión en las siguientes tres categorías.

1. Fuentes de información de baja confianza para cálculos de velocidad de corrosión: fuentes
tales como datos publicados, tablas estadísticas de velocidad de corrosión y opiniones de
expertos. Aunque a menudo se usan para decisiones de diseño, la velocidad de corrosión real
que se observará en una situación de proceso dada puede diferir significativamente del valor
de diseño.

2. Fuentes de información de confianza media para cálculo de velocidad de corrosión: fuentes
tales como pruebas de laboratorio con condiciones de proceso simuladas o pruebas de
cupones de corrosión in situ limitadas. Datos de velocidad de corrosión desarrollados de
fuentes que simulan las condiciones reales del proceso generalmente proporcionan un mayor
nivel de confianza en la velocidad de corrosión prevista.

3. Fuentes de información de alta confianza para cálculo de velocidad de corrosión: fuentes
como datos de campo de inspecciones exhaustivas Datos de cupones, que reflejan cinco o
más años de experiencia con el proceso del equipo (suponiendo que no se hayan producido
cambios significativos en el proceso), ofrece un alto nivel de confianza en la tasa de corrosión
prevista. Si hay suficientes datos disponibles de la experiencia real del proceso, los valores
actuales son muy probables para emplear los cálculos de velocidad de corrosión y se
aproximen a los valores esperados en condiciones normales de funcionamiento.

3.4.7 Consecuencia de Falla

De acuerdo con Soriano García3, dentro de los eventos accidentales comunes que se pueden
materializar por la falla de un tanque de almacenamiento están: fugas, incendios y explosiones.

Fugas: se pueden evidenciar en forma de derrames líquidos y generar incendios y explosiones. Se
originan en tuberías de distribución, áreas de bombeo o tanques de combustible, resultado de roturas
por impacto, sobrepresión o deterioro de los materiales por condiciones de operación.

La evolución de la fuga dependerá de las condiciones del líquidoy del entorno en el que se produzca
la fuga.

Incendios: se generan daños por el calor generado por las reacciones de combustión. Un incendio
generado por un derrame líquido puede calentar tuberías y otras facilidades, provocando explosiones
y nuevas fugas.
Explosiones: tienen lugar por el desarrollo de una presión en sistemas cerrados o de una onda de
sobrepresión en sistemas abiertos que dan lugar a daños mecánicos. Pueden estar en el inicio de una
fuga o deberse a la evolución de una combustión auto acelerada hacia la detonación. La onda
explosiva puede deformar y destruir equipos, como tanques y líneas de tubería.

3 Disponible en internet:
http://bibing.us.es/proyectos/abreproy/4434/fichero/DOCUMENTO%252F4.Capitulo+4+ANALISIS+DE+RIESGO+DEL+P
AC.pdf

Los incendios y explosiones son los eventos más dañinos, sobre todo por la posibilidad de
propagación, mientras que la fuga se dispone como la causa más común de inicio de los accidentes.
Un factor intermedio, entre el origen y consecución de accidentes graves es la fuente de ignición de
derrames o mezclas explosivas.

Fuentes de ignición: entre las más comunes se tiene la presencia de chispas o el sobrecalentamiento
de las superficies de los dispositivos. En muchas zonas dentro de las instalaciones de centro de
operaciones de almacenamiento de combustible, es posible evitar la presencia de combustibles
líquidos, gaseosos o en estado vapor y de comburente (aire atmosférico), por lo que se hace necesario
la implementación de medidas para evitar accidentes que originen incendios o explosiones.

En la Grafica 2. y Gráfica 3. se visualiza la relación entre los elementos de falla que se pueden
materializar en un centro de operaciones de almacenamiento de combustible.

Fuente: Capítulo 4. Análisis de riesgos del PAC. Disponible de:
http://bibing.us.es/proyectos/abreproy/4434/fichero/DOCUMENTO%252F4.Capitulo+4+ANALISIS+DE+RIESGO+DEL+P
AC.pdf

Fuente: Capítulo 4. Análisis de riesgos del PAC. Disponible de:
http://bibing.us.es/proyectos/abreproy/4434/fichero/DOCUMENTO%252F4.Capitulo+4+ANALISIS+DE+RIESGO+DEL+P
AC.pdf
Rebosamientos violentos – Boil Over y Slop Over: Se pueden presentar en un tanque de
almacenamiento de combustible. El calor generado por la combustión en la capa superficial (en
contacto con el aire) se transmite por convección hacia el fondo del tanque, donde puede haber agua
del propio almacenamiento o de los medios de respuesta a una emergencia por espuma y agua. El
FUGA INCENDIO EXPLOSIÓN
DERRAME DE
LÍQUIDO
FUGA DE
VAPORES
FRACCIÓN
SÓLIDA
FRACCIÓN
EVAPORADA
INCENDIO EN
CHARCO (Pool Fire)
Llamarada (Flash
Fire / Fair Ball)
INCENDIO EN
INTERIOR DE
TANQUES
EXPLOSIÓN
CONFINADA (CVCE
Confined Vapour
Explosion)
EXPLOSIÓN NO
CONFINADA
(UVCE Unconfined
Vapour Cloud
Explosion)
Gráfica 2. Elementos de falla que se pueden materializar en un área de almacenamiento de crudo.

Gráfica 3. Detalle elementos de falla que se pueden materializar en un área de almacenamiento de crudo.

calor provoca la formación de grandes burbujas de vapor que ascienden a través del líquido
provocando el rebose y la proyección del líquido al entorno. Cuando el agua proviene del
almacenamiento, Boil Over y se deriva de los medios de extinción, Slop Over.

Incendio en charco – Pool Fire: El incendio se produce en una condición abierta, por ejemplo, el caso
de derrames de líquidos combustibles o incendios en tanques sin techo o a presión atmosférica. Se
caracteriza por la emisión de calor radiante y humo.

Incendio de gases en nube abierta – Fair Ball y Flash Fire: Inflamación inmediata de una nube de
gases o vapores que se ha dado en el espacio abierto por una fuga, Flash Fire. Como consecuencia
se produce una llama voluminosa que evoluciona hacia la forma de hongo, Fair Ball, por la ascensión
de gases calientes más ligeros que el aire.

Ignición diferida de gases no confinados – UVCE: La ignición se produce un tiempo después de la
fuga. Una parte de la energía de combustión se manifiesta como energía mecánica provocando una
onda de expansión. La sobrepresión máxima alcanzada es del orden de 1 bar en la zona de ignición.

Además de enmarcar bajo API581 los cálculos de consecuencia de falla se incluye la publicación 159
de EEMUA, que es una guía para tanques de almacenamiento cilíndricos sobre el suelo, donde su
objetivo es aportar en el establecimiento de requisitos esenciales de inspección y mantenimiento para
minimizar problemas en servicio y así extender la vida útil de estos tanques de almacenamiento.

4. METODOLOGÍA

En el desarrollo de la metodología para la evaluación de riesgo del tanque de almacenamiento de
crudo TK001 basado en API581, complementado con EEMUA159 y el estándar de inspección de
tanques de almacenamiento de crudo API653, y su posterior análisis cumplió las siguientes etapas,
ver figura 2.

Fuente: Autor.

ETAPA 1. Revisión de
estándares y normas para
evaluación de riesgo de tanque
de almacenamiento de crudo,
API581, EEMUA158 y API653.
ETAPA 2. Determinación de
variables para cálculo de
riesgo de tanque de
almacenamiento de crudo
basado en API581,
EEMUA158 y API653.
ETAPA 3. Planteamiento de
modelo matemático para
evaluación de riesgo basado
en API581, EEMUA158 y
API653.
ETAPA 4. Recolección y
análisis de información del
tanque objeto de estudio.
ETAPA 5. Resultados de
riesgo a partir de ETAPA 3 y
ETAPA 4.
ETAPA 6. Análisis de
resultados y definición de plan
de inspección.
Figura 2. Metodología desarrollada para la evaluación de riesgo del TK001, resultados y análisis.
22

Para desarrollar el análisis de riesgo propuesto y determinación de acciones de control y mitigación,
se seleccionó el tanque TK001, ubicado en la costa colombiana y expuesto al ambiente marino. La
siguiente información incluye datos generales y, de entrada, ver Tabla 1. La recopilación de este
historial es necesaria y determinante para obtener éxito en el análisis del activo evaluado.

Tabla 1. Información general del tanque de almacenamiento de crudo TK001.
CUERPO
Material
A283 Gr C – A516
Gr 70
Construcción de
laminas
Soldadura a tope
Anillo 1 (Altura -
Espesor)
8 ft – 1,125in
Anillo 2 (Altura -
Espesor)
8 ft – 1,000in
Anillo 3 (Altura -
Espesor)
8 ft – 1,000in
Anillo 4 (Altura -
Espesor)
8 ft - 0,750in
Anillo 5 (Altura -
Espesor)
8 ft - 0,500in
Anillo 6 (Altura -
Espesor)
8 ft - 0,375in
Vigas Contraviento SI
Inspección Radiográfica SI
Alivio térmico SI
Eficiencia de Junta 1

ACCESOS
Escalera Helicoidal SI
Otros
Escalera sobre el
techo

RECUBRIMIENTO
Fondo SI
Cuerpo SI
Techo SI

Fuente: Autor
GENERAL
Identificación tanque TK001
Capacidad 350000 BLS
Estándar de diseño API650 9°Ed.
Ubicación
TERMINAL
COVEÑAS
Producto CRUDO
Protección catódica SI
Placa de identificación SI
Año de construcción 1994
Corrosion Allowance 0,0625in

DIMENSIONES
Diámetro 240 ft
Altura 48 ft

GEOMETRIA
Fundación Anillo de Concreto
Fondo
Placas del fondo y
laminas anulares.
Cuerpo
Vertical. Soldaduras a
tope.
Techo Flotante externo

TECHO
Material A283 Gr c
Tipo de Techo Flotante
Espesor 0,187in
Construcción laminas Traslapadas
23

En la gráfica 4, se muestra el esquema del planteamiento general del modelo empleado para la
determinación del nivel de riesgo del TK001, basado en API581, incluyendo variables de EEMUA159
y el estándar de inspección de tanques de almacenamiento de crudo API653. Además, como el flujo
de información y los resultados obtenidos finalmente se traducen en estimaciones de reducción de
costo y nivel de riesgo debida a la ejecución de las acciones planteadas. A continuación, se describe
cada variable.Fuente: Autor
CRITERIOS DE
RIESGO – API581
Y EEMUA159
MODELO
SEMICUANTITATIVO
Categoría de
Efectividad de
Inspección
Resistividad del
suelo
Factor de Protección
Catódica
Tipo de Suelo
Temperatura de
Operación
Tipo de Fondo.
Factor de
Mantenimiento.
Factor de
Construcción.
Impacto a la salud, seguridad y condición del
producto

Impacto Económico Impacto Ambiental
CRITERIOS DE
INSPECCIÓN
DIRECTA – API653
Espesores nominales, mínimo medido y remanente
del cuerpo y fondo (fondo + anillo perimetral)
Condición de estado de recubrimiento
Velocidad de corrosión
DETERMINACIÓN
VELOCIDAD DE
CORROSIÓN
Velocidad de corrosión lado producto y lado suelo
(fondo + anillo perimetral)
DETERMINACIÓN
VIDA REMANENTE
Cálculo vida remanente fondo + anillo perimetral
resultado de inspección directa y reparaciones
RESULTADOS
NIVEL DE RIESGO
PRIORIZACIÓN DE ACCIONES
POR COMPONENTE
INSPECCIÓN
MANTENIMIENTO
Gráfica 4. Planteamiento general del modelo empleado para la determinación del riesgo del tanque TK001.
24

4.1 Criterios de riesgo API581 y EEMUA159.
En la gráfica 5, se muestra en detalle los criterios de riesgo basados en API581 y EEMUA159,
empleados en el modelo para el cálculo de riesgo del tanque evaluado.

Fuente: Autor

Las variables que se tomaron de API581 y EEMUA159 para el modelo de cálculo planteado son:

1. Categoría de efectividad de inspección: refiriéndose a la capacidad de la actividad de inspección
para reducir la incertidumbre en el estado del mecanismo de daño evaluado del activo evaluado.

2. Resistividad del suelo: es un dato de entrada que se estima para determinar la velocidad de
corrosión base. Proporciona una medida de la condición del suelo, indicando el contenido de humedad
y electrolitos disueltos en el suelo.

3. Al existir el flujo de corriente iónica, asociado con las reacciones de corrosión del suelo, se podría
disminuir la velocidad de las reacciones de corrosión, aunque una alta resistividad del suelo por sí sola
no garantiza la ausencia de velocidades de corrosión alta.

4. La resistividad del suelo generalmente se disminuye al aumentar el contenido de agua y la
concentración de especies iónicas.

5. Tipo de fondo: refiriéndose a los tipos de fondo simple o con RPB (release prevention barrier). La
RPB puede ser un textil o una barrera tipo plástico, o un segundo fondo.

CRITERIOS DE
RIESGO – API581 Y
EEMUA159
MODELO
SEMICUANTITATIVO
Categoría de
Efectividad de
Inspección
Resistividad del suelo
Factor de Protección
Catódica
Tipo de Suelo
Temperatura de
Operación
Tipo de Fondo.
Factor de
Mantenimiento.
Factor de
Construcción.
Impacto a la salud, seguridad y condición del
producto
Impacto Económico Impacto Ambiental
Gráfica 5. Planteamiento general del modelo empleado para la determinación del riesgo del tanque TK001 – Criterios de
riesgo – API581 y EEMUA159.
25

6. Temperatura de operación (°C, °F): Se incluye la máxima temperatura esperada durante la
operación.

7. Tipo de suelo: Se tienen dos factores para el ajuste de velocidad de corrosión por suelo: resistividad
del suelo nativo debajo del fondo del tanque y resistividad del suelo circundante al tanque.

8. Factor de protección catódica: Refiriéndose a la existencia de un sistema de protección catódica
para el fondo del tanque de almacenamiento, la adecuada instalación y operación de dicho sistema,
basado en API651.

9. Factor de mantenimiento: Mantenimiento avalado por API653.

10. Factor de construcción: Refiriéndose a si el componente es soldado o remachado.

11. Impacto económico: La consecuencia económica de una falla por corrosión son los costos de:
limpieza de derrames, reparaciones y falta de disponibilidad de almacenamiento.

12. Impacto a la salud y seguridad: Considera aspectos como: probabilidad de lesiones al personal,
características de inflamabilidad del producto, toxicidad del producto y ubicación del tanque.

13. Aspectos ambientales: La consecuencia y posibilidad del impacto ambiental considera: peligro
ambiental para el suelo y el agua y emisión de vapor.
26

4.2 Criterios de inspección.
En la gráfica 6, se muestra en detalle los criterios de inspección directa basados en API653,
empleados en el modelo para el cálculo de riesgo del tanque evaluado.

Fuente: Autor.

Las variables que se tomaron de inspección basadas en el estándar API653 para el modelo de cálculo
planteado son:

1. La información de espesores nominales, mínimo medido y espesor remanente son el resultado de
inspección directa con ultrasonido sobre las láminas de acero que conforman los componentes del
tanque.

2. Con la verificación de las condiciones que presenta el recubrimiento se busca evidenciar su estado
actual y su capacidad de mitigar los mecanismos de daño por adelgazamiento y corrosión externa.

3. Los resultados de inspección con técnicas cualitativas de las láminas del fondo de tanques como
MFL y la verificación de indicaciones permite tener información base de mínimos espesores para
realizar el cálculo de velocidad de corrosión y vida remanente. Así como la verificación de condiciones
que requieran una reparación, tales como pérdidas de espesor no permitidas por el estándar de
inspección, 0,1in.

CRITERIOS DE
INSPECCIÓN DIRECTA
– API653
Espesores nominales, mínimo medido y remanente del cuerpo
y fondo (fondo + anillo perimetral)
Condición de estado de recubrimiento
Velocidad de corrosión
DETERMINACIÓN
VELOCIDAD DE
CORROSIÓN
Velocidad de corrosión lado producto y lado suelo (fondo +
anillo perimetral)
DETERMINACIÓN VIDA
REMANENTE
Cálculo vida remanente fondo + anillo perimetral resultado de
inspección directa y reparaciones
Gráfica 6. Planteamiento general del modelo empleado para la determinación del riesgo del tanque TK001 – Criterios
de inspección directa – API653.
27

4.3 Resultados

En la gráfica 7, se muestra en detalle los resultados que se obtienen a partir de la implementación del
modelo de cálculo empleado para evaluar el riesgo del riesgo del tanque evaluado.

Fuente: Autor.

En la sección de resultados, se tiene:

1. El nivel de riesgo calculado se extrae de la multiplicación de la categoría de probabilidad de falla
por su consecuencia de falla. El valor es ubicado dentro de la matriz RAM de riesgo que se emplea en
este estudio.

2. Las acciones que se determinen por cada componente están concentradas en inspección y en
mantenimiento. En cuanto a inspección, será el plan de inspección recomendado de acuerdo con las
condiciones que se encuentre el activo objeto de análisis. Las acciones de mantenimiento mecánico
como insertos, instalación de parches, cambios de tubería, etc, son el resultado de la última inspección
interna o externa.

RESULTADOS
NIVEL DE RIESGO
PRIORIZACIÓN DE ACCIONES
POR COMPONENTE
INSPECCIÓN
MANTENIMIENTO
Gráfica 7. Planteamiento general del modelo empleado para la determinación del riesgo del tanque TK001 – Resultados.

5. DESARROLLO

A continuación, se muestra el desglose de las variables tomadas para la evaluación de riesgo para
tanques de almacenamiento de acuerdo con la metodología planteada desde los criterios de API581,
API653 y la publicación de EEMUA159.

En la sección de datos de entrada se consigna información de diseño, datos y fechas de puesta en
servicio e inspecciones realizadas en servicio y fuera de servicio en su ciclo de vida útil hasta la fecha
de estudio del tanque evaluado, así:

5.1 Información de entrada

Refiriéndose a recolección de datos particulares del tanque evaluado, como se observa en la gráfica
8:

Fuente: Autor.

INFORMACIÓN
GENERAL
TAG
CAPACIDAD
FECHA
CONSTRUCCIÓN
FECHA DE INICIODE
SERVICIO
PROTECCIÓN CATÓDICA
AMBIENTE
FECHA DE ÚLTIMA
INSPECCIÓN INTERNA
EFICIENCIA DE JUNTA
FECHA DE ÚLTIMA
INSPECCIÓN
EXTERNA CON
ULTRASONIDO
MEDICIÓN DE
ESPESORES
TIPO DE CONSTRUCCIÓN
FECHA DE
EVALUACIÓN
SI NO
MARINO TEMPLADO
0,7 0,85 01
SOLDADO REMACHADO
Gráfica 8. Información general a recolectar para realizar la evaluación del active objeto de estudio.
29

El conjunto de información general permite conocer datos de diseño, construcción y barreras de
protección que posibilita una visión inicial del componente evaluado.

1. TAG: identificación del tanque en la estación de bombeo o área de almacenamiento de crudo.

2. Capacidad: volumen nominal de almacenamiento del fluido.

3. Fecha de construcción: se refiere al año en que fue construido el activo.

4. Fecha de puesta en marcha: en caso de iniciar el funcionamiento del tanque en un tiempo diferente
al de su construcción.

5. Fecha de última inspección interna: se refiere a la fecha en la que se realiza inspección mecánica
internamente al tanque de almacenamiento.

6. Fecha de última inspección externa con ultrasonido medición de espesores: además de realizar una
inspección visual externamente se realicen verificaciones de espesor de los componentes externos
del tanque.

7. Fecha de evaluación: se refiere a la fecha en que se realiza el análisis.

8. Protección catódica: verificación en planos de diseño para indicar si las láminas del fondo cuentan
con protección catódica o no.

9. Ambiente: Dependiendo del tipo de ambiente específicamente si es templado o marino, el activo
esta expuesto a diferentes condiciones atmosféricas, por ejemplo, presencia de cloruros y altos niveles
de humedad.

10. Eficiencia de junta: este dato se emplea para realizar los cálculos de espesor requerido en las
láminas que conforman el cuerpo del tanque.

11. El tipo de construcción si es remachado o soldado.

5.1.1 Información de fluido almacenado:

Especificaciones del fluido almacenado, ver gráfica 9.

Fuente: Autor.
INFORMACIÓN DE
FLUIDO
ALMACENADO
CARACTERISTÍCAS DEL
FLUIDO ALMACENADO,
DEPENDE DEL GRADO API
TEMPERATURA DE FLUIDO (°F)
LIVIANO
MEDIANO
PESADO
EXTRA
PESADO
Gráfica 9. Información del fluido almacenado.
30

1. Las características del fluido almacenado como si es liviano, pesado, mediano, extra pesado,
dependiendo del grado API, que se reporte por operaciones.

2. Temperatura de operación (°C, °F): Se incluye la máxima temperatura esperada durante la
operación.

5.1.2 Dimensiones: Características:

Información de dimensiones del tanque objeto de análisis, ver gráfica 10.

Fuente: Autor.

Las características del tanque como diámetro y altura se verificarán para ser comparados con la
información de diseño.

Daros como altura de llenado y altura de cada anillo hacen parte de los cálculos para espesor mínimo
requerido de las láminas del cuerpo del tanque.

5.1.3 Especificación de Material: De componentes del fondo, cuerpo y techo:

En la gráfica 11, se observan los materiales típicos para la construcción de los componentes del tanque
como techo, cuerpo y fondo.

Fuente: Autor.

Los materiales listados dentro del grupo de información de especificación del material son los típicos
para la construcción de tanques de almacenamiento. De las tablas de especificación de material se
DIMENSIONES
DIÁMETRO (ft)
ALTURA (ft)
ALTURA DE CADA ANILLO (ft)
ALTURA DE LLENADO (ft)
ESPECIFICACIÓN
DE MATERIAL
FONDO
CUERPO
TECHO
A283-C
A285-C
A36
A573-65
A573-70
A516-55
A516-65
Gráfica 10. Parámetros de dimensiones de tanque de almacenamiento.
Gráfica 11. Materiales típicos para la construcción de tanques de almacenamiento de crudo.
31

extraen los valores de esfuerzo máximo para el cálculo de espesor mínimo requerido en las láminas
del cuerpo del tanque.

5.1.4 Recubrimiento:

En la gráfica 12, se enuncian las características relevantes a evaluar durante la inspección del
recubrimiento.

Fuente: Autor.

La sección para indicar información de recubrimiento permitirá evaluar su calidad, determinar su edad
y verificar su condición como barrera de protección frente a los mecanismos de daño por
adelgazamiento y corrosión externa.

5.2 Evaluación fondo de tanque

En esta sección se obtiene como resultado el cálculo de probabilidad de falla para el fondo del tanque
evaluado, según el componente más crítico (láminas del fondo o láminas anillo anular), los parámetros
considerados se presentan a continuación:

5.2.1 Determinación de velocidad de corrosión fondo de tanques:

El deterioro externo del fondo expuesto al suelo se atribuye a las características propias del mismo
suelo; contenido de humedad, concentraciones de sales y nivel de acidez de la composición del
terreno. El cálculo de velocidad de corrosión lado suelo se expresa de la siguiente manera, donde se
considera, ver gráfica 13:

Fuente: Autor.
RECUBRIMIENTO
FECHA DE ÚLTIMA APLICACIÓN DE RECUBRIMIENTO INTERNO
TIPO DE RECUBRIMIENTO INTERNO
CALIDAD DE RECUBRIMIENTO INTERNO
FECHA DE ÚLTIMA APLICACIÓN DE RECUBRIMIENTO EXTERNO
TIPO DE RECUBRIMIENTO EXTERNO
CALIDAD DE RECUBRIMIENTO EXTERNO
VELOCIDAD DE
CORROSIÓN FONDO DE
TANQUES
VELOCIDAD DE CORROSIÓN LADO PRODUCTO (mpy)
VELOCIDAD DE CORROSIÓN LADO SUELO (mpy)
Gráfica 12. Características del recubrimiento a evaluar durante inspección.
Gráfica 13. Velocidades de corrosión consideradas para evaluar el fondo del tanque de almacenamiento.
32

Los cálculos de velocidad de corrosión se realizan tomando como base los datos de inspección directa.
De manera cualitativa se realiza la inspección con MFL a la totalidad de las láminas del fondo del
tanque, las indicaciones se verifican con ultrasonido para verificar pérdidas de espesor lado producto
y lado suelo, indicando el mínimo espesor encontrado y el espesor del área sana para realizar los
cálculos de velocidades de corrosión.

De las estrategias de inspección que se implementen se deberá obtener la información necesaria para
confirmar el mecanismo de daño probable, sus dimensiones, morfología y velocidad de crecimiento al
que este expuesto el fondo del tanque. En la tabla 2, se plantea lineamientos que responden a las
categorías de inspección, como ejemplo para la ejecución de planes de inspección en el fondo de
tanques. Donde el dato de entrada es la categoría de efectividad de inspección y el número de
inspecciones al componente.

Tabla 2. Relación de categorías de inspección de fondo de tanques lado suelo y lado producto.
CATEGORÍA DE
EFECTIVIDAD DE
INSPECCIÓN
LADO SUELO LADO PRODUCTO
Altamente Efectivo – A
Escaneo fondo de tanques >90% y
seguimiento con ultrasonido. Inspección
de zona crítica y soldadura cuerpo –
fondo.
- Inspección Visual certificada por profesional
API653 100%.
- Verificación de indicaciones con galgas de
medición y ultrasonido.
- Prueba de continuidad del recubrimiento al
100%.
- Prueba de Adherencia.
Usualmente Efectivo – B
Escaneo fondo de tanques >50% y
seguimiento con ultrasonido. Inspección
de zona crítica y soldadura cuerpo –
fondo.
- Inspección Visual certificada por profesional
API653 100%.
- Verificación de indicaciones con galgas de
medición y ultrasonido.
- Prueba de continuidad del recubrimiento al
>75%.
- Prueba de Adherencia.
Bastante Efectiva – C
Escaneo fondo de tanques 5 - 10% de
las láminas y seguimiento con
ultrasonido. Inspección de zona crítica y
soldadura cuerpo – fondo.
- Inspección Visual certificada por profesional
API653 100%.
- Verificación de indicaciones con galgas de
medición y ultrasonido.
- Prueba de continuidad del recubrimiento al 50
- 75%.
- Prueba de Adherencia.
Mala Efectividad – D
Escaneo aleatorio de láminas de fondo
de tanque.
- Inspección Visual certificada por profesionalAPI653 >50%.
- Verificación de indicaciones con galgas de
medición y ultrasonido.
- Prueba de continuidad del recubrimiento al
<50%.
Inefectiva- E
Técnica de inspección empleada
inefectiva.
Técnica de inspección empleada inefectiva o
sin evidencia de registros de inspección.
Fuente: Risk-Based Inspection Methodology, API Recommended Practice 581 Third Edition, april 2016. Addendum, april
2019.

De acuerdo con API581, el cálculo para estimar velocidad de corrosión que ofrece mayor confianza
es resultado por medición directa y el modelo planteado toma este dato para registrarlo. Como dato
de velocidad de corrosión base lado suelo, en caso de no tener disponible un dato de medición directa,
se estimarán 5mpy como dato de entrada.

5.2.2 Determinación de factores de ajuste para el cálculo de velocidad de corrosión en fondo
de tanques:

A continuación, se presentan los factores de ajuste planteados que van a modificar la velocidad de
corrosión base, para el cálculo de velocidad de corrosión lado suelo y lado producto, así:

1. Factores de Ajuste lado suelo.

a. Resistividad del Suelo

La resistividad del suelo nativo puede afectar la velocidad de corrosión del fondo del tanque. La
resistividad del suelo que esta alrededor del tanque se puede emplear para ser incluida dentro del
cálculo de velocidad de corrosión. El factor de ajuste para el cálculo de velocidad de corrosión esta
dado en la tabla 3.

Tabla 3. Factor de ajuste de resistividad del suelo, para el cálculo de velocidad de corrosión.
RESISTIVIDAD CORROSIVIDAD
FACTOR
MULTIPLICADOR
<500 MUY CORROSIVO 1,50
500 – 1000 CORROSIVO 1,25
1000 – 2000 MODERADAMENTE CORROSIVO 1,00
2000 – 10000 MEDIANAMENTE CORROSIVO 0,83
>10000 PROGRESIVAMENTE MENOS CORROSIVO 0,60
Fuente: Risk-Based Inspection Methodology, API Recommended Practice 581 Third Edition, april 2016. Addendum, april
2019.

b. Fundación del Suelo

El tipo de fundación influencia el cálculo de velocidad de corrosión. Los factores de ajuste son
asignados de manera similar que el suelo nativo y el de cimentación del fondo del tanque. El factor de
ajuste para el cálculo de velocidad de corrosión esta dado en la tabla 4.

Tabla 4. Factor de ajuste del tipo de fundación del suelo, para el cálculo de velocidad de corrosión.
TIPO DE FUNDACIÓN
FACTOR
MULTIPLICADOR
Suelo con alto contenido de sal 1,50
Piedra caliza triturada 1,40
34

TIPO DE FUNDACIÓN
FACTOR
MULTIPLICADOR
Suelo nativo 1,30
Arena grado de construcción 1,15
Asfalto continuo 1,00
Concreto continuo 1,00
Arena de Aceite 0,70
Arena de alta resistividad y baja contenido de cloruros 0,70
Fuente: Risk-Based Inspection Methodology, API Recommended Practice 581 Third Edition, april 2016. Addendum, april
2019.

c. Factor de Drenaje para Aguas Lluvias

La recolección del agua lluvia alrededor de la base del tanque puede incrementar el mecanismo de
corrosión. Este factor contempla si la base del tanque podría permanecer bajo el agua durante períodos
largos de tiempo. Un buen drenaje se considera normal si no se colecta agua alrededor de la base del
tanque. El factor de ajuste para el cálculo de velocidad de corrosión esta dado en la tabla

Tabla 5. Factor de ajuste para la efectividad de operación de los drenajes de aguas luvia, para el cálculo de velocidad de
corrosión.
TIPO DE DRENAJE
FACTOR
MULTIPLICADOR
Un tercio con frecuencia bajo el agua 3
El agua lluvia se acumula en la base del tanque 2
El agua lluvia no se acumula en la base del tanque 1
Fuente: Risk-Based Inspection Methodology, API Recommended Practice 581 Third Edition, april 2016. Addendum, april
2019.

d. Efectividad de Sistema de Protección Catódica

El sistema de protección catódica es un método de mitigación de corrosión lado suelo de las láminas
del fondo del tanque. Este sistema debe estar instalado y mantenido de manera apropiada. De este
modo el factor de ajuste esta determinado por la funcionalidad del sistema de protección catódica, de
acuerdo con API651. El factor de ajuste para el cálculo de velocidad de corrosión esta dado en la tabla
6.

Tabla 6. Factor de ajuste para la efectividad de operación del sistema de protección catódica, para el cálculo de velocidad
de corrosión.
MEDICIÓN DE SISTEMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA
FACTOR
MULTIPLICADOR
Estructura sin sistema de protección catódica o no se prueba por NACE RP0193
y el sistema de protección catódica en una estructura adyacente podría causar
corrosión por corrientes parasitas
1,5
35

MEDICIÓN DE SISTEMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA
FACTOR
MULTIPLICADOR
Estructura sin sistema de protección catódica o no se prueba por NACE RP0193 1
Existe Protección Catódica, pero no se prueba cada año o parte de la estructura
no cumple con los criterios de NACE RP0193
0,66
La protección catódica se prueba anualmente y cumple con los criterios
potenciales “on” de NACE RP0193 en toda la estructura
0,33
La protección catódica se prueba anualmente y cumple con los criterios de
potencial polarizado NACE RP0193 “instant - off” en toda la estructura
0,25
Fuente: Risk-Based Inspection Methodology, API Recommended Practice 581 Third Edition, april 2016. Addendum, april
2019.

e. Tipo de Fondo Lado Suelo, se analiza configuración de Barrera de Prevención de Liberación (RPB)

El factor de ajuste para el cálculo de velocidad de corrosión esta dado en la tabla 7.

Tabla 7. Factor de ajuste del tipo de fondo, para el cálculo de velocidad de corrosión.
TIPO DE FONDO FACTOR MULTIPLICADOR
RPB no por API650 1,4
RPB por API650 1,0
Fondo Simple 1,0
Fuente: Risk-Based Inspection Methodology, API Recommended Practice 581 Third Edition, april 2016. Addendum, april
2019.

2. Entre los factores de condición del lado producto están:

Factor de Condición Lado Producto: Las condiciones húmedas del producto es significativa cuando el
agua y sedimentos están presentes en el fondo del tanque. El factor de ajuste para el cálculo de velocidad
de corrosión esta dado en la tabla 8.

Tabla 8. Factor de ajuste de las condiciones del producto, para el cálculo de velocidad de corrosión.
CONDICIÓN LADO
PRODUCTO
FACTOR
MULTIPLICADOR
Húmedo 3,0
Seco 1,0
Fuente: Risk-Based Inspection Methodology, API Recommended Practice 581 Third Edition, april 2016. Addendum, april
2019.
36

a. Temperatura lado producto: Se incluye la máxima temperatura esperada durante la operación. El
factor de ajuste para el cálculo de velocidad de corrosión esta dado en la tabla

Tabla 9. Factor de ajuste de las condiciones de temperatura del producto, para el cálculo de velocidad de corrosión.
TEMPERATURA LADO PRODUCTO
FACTOR MULTIPLICADOR
°C °F
Temp ≤ 24 Temp ≤ 75 1,0
24 < Temp ≤ 66 75 < Temp ≤ 150 1,0
66 < Temp ≤ 93 150 < Temp ≤ 200 1,3
93 < Temp ≤ 121 200 < Temp ≤ 250 1,4
> 121 > 250 1,0
Fuente: Risk-Based Inspection Methodology, API Recommended Practice 581 Third Edition, april 2016. Addendum, april
2019.

b. Serpentín de calentamiento: Si se tiene un calentador de bobina, el factor de ajuste es alto debido
al calor excesivo y al aumento de posibilidades de fuga en la bobina interna. El factor de ajuste
para el cálculo de velocidad de corrosión esta dado en la tabla 10.

Tabla 10. Factor de ajuste de la presencia de serpentín de calentamiento en el tanque, para el cálculo de velocidad de
corrosión.
SERPENTÍN DE
CALENTAMIENTO
FACTOR
MULTIPLICADOR
NO 1,0
SI 1,15
Fuente: Risk-Based Inspection Methodology, API Recommended Practice 581 Third Edition, april 2016. Addendum, april
2019.

c. Drenaje de agua: El empleo del drenaje de agua puede el efecto del daño debido al agua en las
láminas del fondo del tanque. Para tener el total beneficio del drenaje, este debe actuar
semanalmente o con cada recepción de producto. El factor de ajuste para el cálculo de velocidad
de corrosión esta dado en la tabla11.

Tabla 11. Factor de ajuste de los drenajes del fondo del tanque, para el cálculo de velocidad de corrosión.
DRENAJE DE
AGUA
FACTOR
MULTIPLICADOR
NO 1,0
SI 0,7
Fuente: Risk-Based Inspection Methodology, API Recommended Practice 581 Third Edition, april 2016. Addendum, april
2019.

Luego de incluir dentro del cálculo de velocidad de corrosión base los factores de ajuste, resulta un
valor de velocidad de corrosión final, que será tomada como dato de entrada para el cálculo de Art.

Con el Art posteriormente se toma el valor del factor de daño de tablas API581, y se multiplican al
valor del factor de gerenciamiento y la frecuencia genérica de falla para fondo de tanques y obteniendo
el valor cuantitativo para la categoría de probabilidad. Luego se correlaciona con los valores
cualitativos de la categoría de probabilidad.

Finalmente, como resultado de los cálculos de probabilidad y consecuencia se conjugan en una matriz
de riesgo, para este proyecto se tomará una matriz de 6x6. Las categorías de probabilidad van desde
A como las más baja hasta F y consecuencia desde el menor impacto es 1 hasta 6 y los niveles de
riesgo corresponderán desde Nulo, Medio, Intermedio, Alto y Muy Alto.

Figura 3. Matriz de reisgo de 6x6.
RIESGO
PROBABILIDAD
1 2 3 4 5 6
A B C D E F
C
O
N
S
E
C
U
E
N
C
IA

6
5
4
3
2
1

Fuente: Riesgo e integridad Tecna ICE

6. RESULTADOS Y ANÁLISIS

Se realizó el modelamiento de riesgo del tanque TK001, basado en las variables y metodología de la
práctica recomendada API581, complementado con criterios de EEMUA159 y variables del estándar
de inspección de tanques de almacenamiento API653 y hoja de cálculo donde fueron introducidos
todos los datos recolectados. De la recolección de información se obtiene que el tanque TK001 ha
sido puesto en servicio en el año de 1994 y con una capacidad nominal de 350000 bbl, este activo,
reporta como ultimas inspecciones: 2010 fuera de servicio y en 2014 en servicio.

El sistema de recubrimiento se considera calidad media según última inspección interna para el fondo,
el sistema de protección catódica se encuentra bajo las siguientes condiciones: el registro de
potenciales de polarización muestra que todos los valores medidos alrededor del tanque TK001 y en
los electrodos de referencia permanentes instalados debajo del mismo, son valores más
electronegativos que -850 mV CSE, cumpliendo con el criterio de los -850 mVCSE de protección
descrito en la norma NACE SP0193-2016, se evidenciaron datos de monitoreo de corrosión interna
desde 2016 a 2020 de 8.1 mpy como media según registro documental. En esta reciente inspección
interna, no se hicieron reparaciones de zonas de lámina del fondo al cumplir con los requerimientos
del código API 653. Se estableció el intervalo de la próxima inspección interna basado en el criterio de
probabilidad y factor de daño futuros, dando como resultado:

Desde la última inspección fuera de servicio: un rango máximo de vida remanente de acuerdo al código
API 653, 13 años para el fondo del tanque, 12 años en el componente gobernante que es la lámina
anular y una vida remanente de 17 años desde la última inspección fuera de servicio, modificada por
los factores de riesgo lado producto (activa hasta 2010) y lado suelo (activo).

Es decir que, teniendo en cuenta que la fecha de este estudio es 20/03/2021 los resultados de vida
remanente son: 2.15 años para el fondo, 3.15 años en la lámina anular y una vida remanente
modificada por los factores de riesgo lado producto y lado suelo de 4,53 años, como se puede observar
en la gráfica 14.

Gráfica 14. Resultados de cálculo de vida remanente del TK001.

Fuente: Autor.
En el caso del tanque TK001, el criterio de tolerancia al riesgo se estableció de acuerdo al criterio de
probabilidad total modificada por el factor gestión y la frecuencia genérica de falla, el nivel de riesgo
no se mantiene hasta la fecha de este estudio 2021, teniendo en cuenta que el nivel de riesgo actual
es MEDIO - ALTO y que en 2022 se incrementará a una categoría a intolerable, categoría E, se
recomienda según los resultados del modelo y criterio de riesgo usados, la próxima fecha de
inspección sea tan pronto como sea posible operativamente en 2021 y en ningún caso posterior a
2022, como se puede observar en la gráfica 15.

Gráfica 15. Proyección de resultado de riesgo intolerable.

Fuente: Autor.

El resultado actual del nivel de riesgo semi-cuantitativo con el modelo establecido para el activo TK001
es INTERMEDIO, ver gráfica 16.

Fuente: Autor.
Gráfica 16. Resultado de riesgo del tanque TK001 en matriz RAM.
41

7. PLAN DE INSPECCIÓN

Luego del resultado del nivel de riesgo obtenido para el tanque analizado de acuerdo con los criterios
de API581 y EEMUA159, y conocer los mecanismos de daño a los que están expuestos los
componentes de este, el plan de inspección recomendando se presenta en la tabla No 12:

Tabla 12. Plan de inspección recomendado para el TK001, resultado del análisis de riesgo.
Componente ¿Qué Identificar? Técnica de Inspección
Techo
Estado del recubrimiento
Evidencias de oxidación, corrosión,
o deformaciones
Estado de mecánico y de operación
de PVVs y venteos Estado
mecánico y de recubrimiento de
baranda, plataformas y escaleras
Inspección Visual
Medición de espesores de película
seca
Medición de espesor de láminas del
techo Medición de espesor de
conexiones y refuerzos
Medición de espesores por UT
Scan A
Cuerpo
Estado del recubrimiento del
cuerpo
Evidencias de oxidación, corrosión,
o deformaciones en el cuerpo.
Estado de cordones de soladura en
el cuerpo. Estado da la junta
cuerpo-techo Estado mecánico y de
recubrimiento de escalera y
baranda
Inspección Visual
Medición de espesores de película
seca
Medición de espesores de lámina
del cuerpo, de refuerzos
conexiones y boquillas
Medición de espesores por UT
Scan A
Medición de espesores por UT
Scan B (Crawler)
Evaluación de asentamiento,
redondez y verticalidad
Monitoreo por Topografía
Fondo
Verificar estado de sello elástico
que impida el ingreso de agua entre
el fondo del tanque y la fundación
de concreto
Estado mecánico y de
recubrimiento de la pestaña
Inspección Visual
42

Componente ¿Qué Identificar? Técnica de Inspección
Medición de ancho de proyección y
espesor de la pestaña
Medición de espesores por UT
Scan A
Dique y fundación
Estado del anillo de concreto y del
dique. Presencia de vegetación o
basuras Correcta operación de
drenaje de aguas lluvias. Residuos
de producto
Inspección Visual
SPC y URPC
Estado de operación del SPC y de
las URPC Potenciales del SPC con
respecto al fondo del tanque
Inspección Visual
Medición de potenciales
Monitoreo del SPC y URPC
SCI
Estado mecánico y de
recubrimiento del SCI
(Enfriadores y sistema de Espuma)
Inspección Visual
Fuente: Autor.

8. CONCLUSIONES

1. El nivel de riesgo del TK001 es INTERMEDIO, resultado de la evaluación de las variables que
relacionan cálculos de probabilidad y consecuencia de falla, basado en un modelo de cálculo
que incluye API581, complementado con EEMUA159 y el estándar de inspección de tanques
de almacenamiento de crudo API653.

2. El componente más critico del tanque evaluado fue el fondo del tanque, donde para su
evaluación se tuvieron en cuenta los factores modificantes de la velocidad de corrosion para
el cálculo de corrosividad del suelo y del lado producto basado en la práctica recomendada
API581.

3. Los resultados de probabilidad de falla son categoría D y de consecuencia 3, la variable crítica
de riesgo es corrosion por suelo, limita la vida remanente y condicionael nivel de riesgo del
tanque.

4. Se estimo la fecha máxima de inspección interna de acuerdo con criterios de riesgo y
probabilidad de falla, con el objetivo de preserver la integridad del tanque y prevenir
consecuencias negativas a la operación, la salud, las personas y el medio ambiente. De este
modo se logra focalizar los recursos económicos y humanos para la ejecución de las
actividades recomendadas dentro de las acciones de mitigación.

9. RECOMENDACIONES

1. Evaluar eventos aislados de los tanques de almacenamiento dentro del análisis planteado que
permita visualizar el panorama de los eventos que podrían suceder en el almacenamiento de crudo
y sus derivados.

2. Implementar periódicamente los análisis de riesgo como una herramienta probabilística que
permita focalizar la inversión de presupuesto y mitigar los impactos al negocio, al ambiente y a las
personas.

3. Incluir las disciplinas necesarias dentro del levantamiento de información que permita realizar
un análisis detallado y acertado de los resultados obtenidos, con el objetivo de disminuir las
variables asumidas y su incertidumbre.

4. Ejecutar las actividades recomendadas para mitigar el nivel de riesgo alcanzado y realizar
análisis de riesgo bajo la metodología planteada basada en API581, API653 y EEMUA159 de
manera periódica, inicialmente con visión de 5 años.

10. BIBLIOGRAFÍA E INFOGRAFÍA.

[1] Risk-Based Inspection Methodology, API Recommended Practice 581 Third Edition, april 2016.
Addendum, april 2019. Parte 1. Pág. 23 – 25, 35, Parte 2. Pág. 9 – 35. Section 2. B. 12.

[2] The engineering equipment and materials user association, EEMUA. Above ground flat bottomed
storage tanks. A guide to inspection, maintenance and repair. 4th Edittion. Publication No. 159. 07 –
2014. Pág. 19 – 31, 199 -231

[3] Capítulo 4. Análisis de riesgos del PAC. Disponible de internet:
http://bibing.us.es/proyectos/abreproy/4434/fichero/DOCUMENTO%252F4.Capitulo+4+ANALISIS+D
E+RIESGO+DEL+PAC.pdf. Pág. 112 – 116.

[4] Tank inspection, repair, alteration, and reconstruction, API Standard 653 Fifth Edition, november
2014. Addendum 2, may 2020.

[5] J. L. González Velázquez. “Elaboración de planes de inspección basada en riesgo de acuerdo
con API580 y 581”. Pág. 107 - 116.

[6] 2001guidelinespetroleumstoragetanksites Disponible de internet:
https://open.alberta.ca/publications/0778514137

[7] ARPEL Webinar Tanks RBI_First part Rev1.2 Disponible en internet: https://es.arpel.org/events/

[8] Risk_Based_Inspection__RBI__581 Disponible de internet:
https://www.weibull.com/hotwire/issue151/hottopics151.htm

[9] 3RD EDITION OF THE API 581 RBI STANDARD AND APPLICATION WITHIN THE FRENCH
PROCESS INDUSTRIES Disponible de internet: https://www.dnv.com/Images/Synergi-Plant-3rd-
edition-of-the-API-RP-581-RBI-standard-and-application-within-the-french-process-industries-
whitepaper_tcm8-71747.pdf

[10] A Methodology for the Hazard Assessment in large Hydrocarbon Fuel Tanks Disponible de
internet: https://www.aidic.it/cet/12/26/029.pdf

[11] https://www.demaquinasyherramientas.com/soldadura/introduccion-a-la-soldadura-de-tanques

[12] Diseño de tanques según API650. Disponible de internet: http://www.j2mech.com/wp-
content/uploads/2019/10/Webinar-Dise%C3%B1o-de-tanques-API-650-3.pdf

[13] Tanques de almacenamiento atmosférico. Diseño de tanques de almacenamiento atmosférico
por API650. Disponible de: http://www.j2mech.com/wp-content/uploads/2019/10/Webinar-
Dise%C3%B1o-de-tanques-API-650-3.pdf

[14] https://www.atsenvironmental.com/commercial/aboveground-storage-tanks/api-inspection/api-
653/

[15] https://www.petrosync.com/news/detail/87

[16] Life Management Of Above Ground Atmospheric Storage Tanks. Disponible de internet:
https://www.ndt.net/apcndt2001/papers/935/935.htm

11. ANEXO 1.

Estación Estación 1
Sistema Almacenamiento
Tag TK001
Capacidad (Bls) 350000
Fecha de construcción 1/04/1994
Fecha de inicio de servicio 1/04/1994
Fecha última inspección interna
Fecha última inspección externa con ultrasonido medición de espesores 5/04/2014
Protección Catódica SI
Ambiente MARINO
Eficiencia de junta 1
Construcción Soldado
Factor Gestión (Último RBI) 0,315
Fecha de evaluación Fondo
Fecha de evaluación Cuerpo
Características del Fluido Crudo Liviano Gravedad Específica 0,98
Temperatura Fluido (°F) 120
Diámetro (ft) 240
Altura Tanque (ft) 48
Altura del Anillo (ft) ANILLO 1 ANILLO 2 ANILLO 3 ANILLO 4 ANILLO 5 ANILLO 6 ANILLO 7 ANILLO 8 ANILLO 9
8 8 8 8 8 8
Altura llenado del
tanque (ft)
45
Altura llenado en cada
anillo (ft) ANILLO 1 ANILLO 2 ANILLO 3 ANILLO 4 ANILLO 5 ANILLO 6 ANILLO 7 ANILLO 8 ANILLO 9
45 37 29 21 13 5 NA NA NA
Material Esfuerzo Elástico KSI
FONDO A283-C 30
ANILLO 1 ANILLO 2 ANILLO 3 ANILLO 4 ANILLO 5 ANILLO 6 ANILLO 7 ANILLO 8 ANILLO 9
CUERPO MATERIAL A283-C A283-C A283-C A283-C A283-C A283-C
Esfuerzo
Elástico
KSI
23,6 23,6 26 26 26 26 #N/D #N/D #N/D
Esfuerzo
Elástico
KSI
24,000 `
TECHO Material Esfuerzo Elástico KSI
A283-C 30
Espesores Mínimo Requerido (in) Espesores Nominal (in) Mínimo Espesor Medido en Inspección (in)
Espesor anillo perímetral fondo0,170 Espesor anillo perímetral fondo0,492 Espesor anillo perímetral fondoLado Suelo 0,448 Lado Producto 0,3464
Espesor fondo 0,100 Espesor fondo 0,375 Espesor fondo Lado Suelo 0,3385 Lado Producto 0,2637
Espesor anillo 1 1,140 Espesor anillo 1 1,125 Espesor anillo 1 1,181 Espesor anillo perímetral fondo L. Suelo (Antes de reparar)
Espesor anillo 2 0,933 Espesor anillo 2 1,000 Espesor anillo 2 1 0,448
Espesor anillo 3 0,659 Espesor anillo 3 1,000 Espesor anillo 3 1 Espesor anillo perímetral fondo L. producto (Antes Reparar)
Espesor anillo 4 0,470 Espesor anillo 4 0,750 Espesor anillo 4 0,75 0,2874
Espesor anillo 5 0,282 Espesor anillo 5 0,500 Espesor anillo 5 0,5 Espesor fondo lado suelo (ANTES REPARAR)
Espesor anillo 6 0,094 Espesor anillo 6 0,375 Espesor anillo 6 0,375 0,338
Espesor anillo 7 NA Espesor anillo 7 Espesor anillo 7 Espesor fondo lado producto (ANTES REPARAR)
Espesor anillo 8 NA Espesor anillo 8 Espesor anillo 8 0,224
Espesor anillo 9 NA Espesor anillo 9 Espesor anillo 9
Espesor techo 0,250 Espesor techo 0,250 Espesor techo 0,207
EVALUACIÓN TK001
17/04/2010
20/03/2021
20/03/2021
Información del Fluido Almacenado
Información General
Dimensiones
Especificación Material
Espesores
EVALUACIÓN TK001
Información General
Corrosion Allowance Corrosion Allowance Fondo 0,161 Corrosion Allowance Anular 0,0826
8/12/1994 Fecha de última aplicación de recubrimiento externo 8/12/1994
Tipo de Recubrimiento Interno N/A Tipo de Recubrimiento Externo
Calidad de Recurbimiento Interno MEDIA Calidad de Recubrimiento Externo ALTA
Garantía Recubrimiento Garantía Recubrimiento
Fecha de última aplicación de
recubrimiento interno
Recubrimiento
ANÁLISIS FONDO DE TANQUES Pag 1/5
TK001 Estación 1 Fecha: 20/03/2021
PASO 1. DETERMINACIÓN DE VELOCIDAD DE CORROSIÓN BASE
FONDO
Espesor Nominal Fondo (in) 0,375
Espesor Mínimo Permisible (in) 0,100
Espesor Mínimo Medido Lado Suelo (in) 0,339
Espesor Mínimo Medido Lado Producto (in) 0,264
Tiempo en servicio desde última medición espésores (Años) 10,932
Edad tanque (Años) 26,986
Edad Recubrimiento (Años) 22,799
Edad para factor de daño 10,932
FONDO - ANILLO PERIMETRAL
Espesor Nominal Anillo Perimetral Fondo (in) 0,492
Espesor Mínimo Permisible (in) 0,170
Espesor Mínimo Medido Lado Suelo (in) 0,448
Espesor Mínimo Medido Lado Producto (in) 0,346
Tiempo en servicio desde última medición espésores (Años) 10,932
Edad tanque (Años) 26,986
Edad Recubrimiento (Años) 22,799
Edad para factor de daño 10,932
FACTORES MODIFICANTES LADO DEL SUELO
Velocidad de corrosión medida lado suelo por API 653 (mpy) - Fondo 2,30
Velocidad de corrosión medida lado suelo por API 653