NACE 2014 Metódos de inspección y monitoreo (Cap 8)

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Inspección y monitoreo 8-1
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Capítulo 8: Inspección y monitoreo
Al finalizar este capítulo, los alumnos podrán realizar lo siguiente:
• Describa las diferencias entre inspección y monitoreo
• Identifique las técnicas comunes para:
– Inspección
– Monitoreo
8.1 Introducción y definiciones
Muchos sistemas son tan complejos que es imposible inspeccionar o monitorear cada componente
antes o durante la operación. Las organizaciones a menudo identifican los componentes que tienen
más probabilidades de falla o aquellos componentes cuya falla tiene más probabilidades de causar
daños o pérdidas significativas. Esta es la base para la inspección basada en el riesgo, un concepto
que ha sido utilizado durante muchos años en la industria de la refinación y que ahora está siendo
aplicado a muchas otras industrias.
Es fácil confundir los propósitos de la inspección y la supervisión, pero son procesos distintos que
no pueden ser sustituidos por otros. En este capítulo utiliza estas definiciones:
• Inspección: Se utiliza para determinar la condición del sistema al momento de la inspección.
• Monitoreo: Se utiliza periódica o continuamente como herramienta para evaluar la necesidad
de control de la corrosión o la efectividad de los métodos para el control de la corrosión
• Prueba hidrostática: Consiste en llenar un sistema con el líquido para determinar si tiene suficiente
resistencia para soportar las tensiones deseadas, que a menudo incluyen factores de seguridad
ordenados por el Código.
• Otras pruebas: Evalúan productos para determinar su idoneidad para su uso en un sistema, por
ejemplo, pruebas de compatibilidad de yacimientos petrolíferos para determinar si la escala,
los hidratos, y los inhibidores de corrosión trabajarán juntos de manera efectiva.
Este capítulo no analiza las pruebas en detalle, pero ustedes pueden aplicar los principios de la inspección
y la supervisión a la prueba. Muchas normas NACE, manuales técnicos, y otras publicaciones analizan
las pruebas a detalle.
8.2 Inspección
Las inspecciones determinan si los equipos o las estructuras expuestas al ambiente todavía se ajustan
a los parámetros de seguridad del diseño original. La inspección debe establecer si la corrosión ha
consumido la "tolerancia de corrosión". La "tolerancia a la corrosión" se añade al espesor de pared
requerido de los equipos o estructuras sobre las que pueden ocurrir defectos, como agrietamiento o
corrosión. La corrosión a una profundidad por debajo de la tolerancia a la corrosión dará lugar a la
sustitución del componente o a una rigurosa evaluación de suficiencia para el servicio de acuerdo
con API/ASME 579.
Las inspecciones se deben realizar de manera organizada y sistemática Muchas industrias ahora tienen
programas computarizados que ayudan a evaluar la frecuencia, la temporización y las condiciones
de registro del equipo. Las inspecciones pueden ser programadas o no programadas. 
8-2 Inspección y monitoreo
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Programadas las inspecciones se planifican con anticipación y, cuando es posible, se realizan durante
el tiempo de inactividad programado. Mucha de la información se obtiene antes de una parada de
planta utilizando técnicas como supervisión ultrasónica y radiografías para determinar de antemano
el estado de los equipos. Los ingenieros de fiabilidad revisan las inspecciones anteriores, las deficiencias
no corregidas, el valor de la inspección propuesta, y si los recursos adecuados están disponibles
para completar la inspección prevista.
No programadas Las inspecciones no programadas se hacen generalmente debido a un fallo y pueden
dar lugar a paros costosos. El objetivo principal de una inspección no programada es determinar lo
que hay que hacer para reanudar las operaciones seguras. Las inspecciones no programadas proporcionan
oportunidades para inspeccionar equipo de apoyo forzado a salir de servicio por el apagado de equipos
primarios.
En ocasiones se puede predecir los sitios más probables de la primera falla, particularmente cuando
el flujo de fluido es un factor. Los inspectores deben tener acceso al historial del equipo o de unidades
similares que fueron sustituidas. Figura 8.1 muestra un ejemplo de cómo la corrosión puede acelerarse
en las juntas o en las curvas. 
Los grupos de inspección incluyen una variedad de personas expertas: 
• Ingenieros de confiabilidad
• Químicos y microbiólogos
• Ingenieros metalúrgicos, mecánicos o químicos 
• Inspectores mecánicos 
• Técnicos de la corrosión 
La técnica de inspección que se seleccione depende del tipo de corrosión que se pueda esperar. Las
técnicas de inspección incluyen:
• Visual (VI)
• Radiográfica (RT)
• Ultrasónica (UT)
• Por corrientes Eddy (ET)
• Por tinte (líquido) penetrante (DPI)
• Por partículas magnéticas (MPI)
Figura 8.1 Áreas de mayor susceptibilidad a la corrosión en un sistema de tuberías 
horizontales1
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• Por identificación positiva de materiales (PMI)
• Termográfica
8.2.1 Métodos de inspección
8.2.1.1 Visual
El examen visual es uno de los métodos de
pruebas no destructivas, más antiguo, simple,
y menos costoso (Figura 8.2). Los inspectores
examinan el objeto visualmente o con la
ayuda de una lupa o sondeando discretamente
con navaja. Los inspectores experimentados
pueden determinar mucho por el aspecto de la
superficie. Los inspectores utilizan boróscopos
y cámaras de televisión remotas para examinar
visualmente las áreas de difícil acceso. 
Aunque muchas inspecciones visuales siguen
un horario programado y una lista de verificación,
los inspectores deben buscar cualquier signo de
deterioro inesperado. Un inspector cualificado
ayuda a asegurar la continuidad del servicio
confiable. Las inspecciones visuales no requieren
una amplia formación ni equipo, y tienen varias
ventajas y limitaciones.
Los beneficios de la inspección visual incluyen la capacidad de:2
• Escanear rápidamente áreas grandes
• Identificar algunas formas de corrosión
• Identificar las profundidades de las picaduras y los índices de corrosión por picaduras
• Las técnicas de vídeo se pueden utilizar en las zonas en donde se restringe el acceso de personal,
como dentro de las camisas de refrigeración de un reactor
Las limitaciones de la inspección visual incluyen:2
• Se deben interrumpir las operaciones durante una inspección interna
• Es posible que deban quitarse los recubrimientos o sedimentos
• Solo se pueden identificar defectos superficiales
8.2.1.2 Radiografía (rayos X e isótopos radiactivos)
La inspección radiográfica utiliza radiación penetrante proveniente de un tubo de rayos X o de una 
fuente radiactiva para detectar defectos en la superficie o debajo de ella. Mide las cantidades y las 
características de absorción de los materiales entre la fuente de radiación y el detector, por lo general 
una película o una pantalla fluorescente. La inspección radiográfica es útil para detectar vacíos, 
inclusiones y profundidades de las picaduras, pero es menos eficaz para localizar grietas, a menos 
que se conozca la orientación de estas La inspección radiográfica funciona para inspeccionar áreas 
inaccesibles, como el interior de válvulas y tuberías. En muchos casos, los inspectores pueden realizar 
radiografía sin eliminar el recubrimientos ni el aislamiento. La radiografía también tiene la ventaja 
de crear un registro permanente. Figura 8.3 y Figura 8.4 ilustran los principios de la radiografía y 
muestran el tipo de defectos que pueden ser detectados utilizando esta técnica. La inspección 
radiográfica puede omitir grietas, si éstas no son perpendiculares al plano de la película, por lo que 
puede ser necesario el uso de otras técnicas de inspección.
Figura 8.2 Medidor manual de picaduras mide la 
profundidad de picaduras externas en un 
gasoducto
8-4 Inspeccióny monitoreo
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Los beneficios de la inspección radiográfica incluyen:2
• Se pueden utilizar cámaras electrónicas o película
• Crea registros permanentes de los defectos
• Requiere mínima preparación de la superficie porque los recubrimientos y los sedimentos 
superficiales finos son transparentes a los rayos x
• Funciona en la mayoría de los materiales
• Puede mostrar errores de fabricación, como penetración incompleta de la soldadura
Las limitaciones de la inspección radiográfica incluyen:2
• Permite la inspección de áreas locales únicamente
• No proporciona información sobre la profundidad del defecto con imágenes 2D
• Requiere acceso a ambos lados de los equipos inspeccionados
• Requiere medidas de seguridad para la radiación
• Requiere libre acceso para la colocación de la fuente de radiación
• No detecta defectos similares a una fisura si no se orienta el equipo favorablemente
• Costoso
Figura 8.3 Diagrama esquemático de radiografía 
de la película de un metal con una picadura por 
corrosión, una grieta interna, y defectos de 
porosidad interna
Figura 8.4 Radiografía que muestra la 
corrosión-erosión en la curvatura de una tubería 
en donde el fluido fluye de derecha a izquierda
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8.2.1.3 Ultrasónico
El equipo de ultrasonido puede medir el espesor de forma no destructiva, de equipos en servicio
sujetos al ataque corrosivo. El equipo de ultrasonido puede detectar discontinuidades laminares y
grietas. La precisión y menor tamaño de los equipos, además de las mejoras continuas en su operación,
han hecho que el equipo de inspección ultrasónica sea el más adecuado para la inspección en campo.
Hay dos tipos principales de inspección ultrasónica: onda de compresión para la medición de espesores
(medidor-D), y ondas de corte para la detección de defectos. En esta sección sólo trata la inspección
ultrasónica por ondas de compresión.
Las técnicas ultrasónicas incluyen pulso-eco, transmisión, y resonancia. Con la técnica de pulso-eco,
los inspectores sólo necesitan acceso a un lado de la parte que se está inspeccionando. Un transductor
envía ondas de sonido dentro del material y recibe el eco que retorna. Los ecos son producidos por
las discontinuidades internas de la parte posterior de la pieza. El eco de la parte posterior de la pieza
revela el espesor del material. El método de transmisión utiliza transductores en ambos lados del
material para detectar discontinuidades internas. El método de resonancia utiliza un solo transductor
y se utiliza principalmente para medir el espesor.
Todos los métodos ultrasónicos, a excepción de las mediciones de espesor, requieren de un operador
experto. La Figura 8.5 muestra cómo funciona la inspección ultrasónica.
Como la mejor práctica, los inspectores deben
repetir las inspecciones ultrasónicas en el mismo
lugar de manera regular para garantizar que se
supervisan los cambios en el espesor de la pared
en el mismo punto en inspecciones posteriores.
La posición del puerto de inspección se muestra
en la Figura 8.6 que indica que el fluido fluye
desde la parte posterior, hacia el puerto de
inspección, y luego hacia arriba. La curva que
se muestra en la Figura 8.6 es una ubicación
probable de la corrosión-erosión.
Figura 8.5 Inspección ultrasónica
a) Ondas sonoras que detectan diferentes 
patrones en el componente
b) Pulse-Echo muestra los resultados de las 
lecturas tomadas
Figura 8.6 Puerto de inspección para equipos de 
ultrasonido para determinar si ha ocurrido 
corrosión-erosión en un sistema de tuberías
8-6 Inspección y monitoreo
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En la Figura 8.7, un inspector está realizando
una inspección ultrasónica en la parte superior
(posición de las 12) de un oleoducto. La mayor
corrosión interna de tuberías de petróleo crudo
ocurre cerca de la parte inferior de la tubería
(posición de las 6). La mayor corrosión externa
también ocurre en los cuadrantes inferiores
(típicamente entre las posiciones de las 4 y de las 8).
Los beneficios de la inspección ultrasónica 
incluyen:2
• Requiere acceso directo solo a un lado del
material a inspeccionar
• Se pueden utilizar en línea
• Proporcionan una medición exacta del espesor
y de la profundidad del defecto
• Pueden penetrar materiales gruesos
• Permiten la estimación de presiones máximas permisibles basándose en mediciones y en ANSI/
ASME B31G, API 653, API 510, ASME/API 579 y códigos similares
Las limitaciones de la inspección ultrasónica incluyen:2
• Suelen requerir acceso directo a la superficie del material
• Requieren amplia capacitación y experiencia 
• Muchas inspecciones se realizan en lugares de fácil acceso en lugar de en áreas con probabilidad
de corrosión; p. ej.: parte inferior de un caño
• Menos exactas en no metales
• Uso limitado de materiales delgados
• Pueden no ser adecuadas para la inspección en línea de equipos que estén calientes debido a las
limitaciones de temperatura
8.2.1.4 Inspección de corrientes parásitas
Los inspectores pueden realizar una inspección por corrientes de Eddy (ET) en cualquier material
conductor de la electricidad. Los defectos como grietas, abultamientos, o picaduras de corrosión
alteran el flujo de la corriente eléctrica y producen señales que los inspectores pueden analizar y
correlacionar con defectos. 
El equipo básico consiste en una fuente de corriente eléctrica alterna, una bobina conectada (sonda)
que los inspectores pasan cerca de la parte que se están inspeccionando, y un voltímetro para medir
el voltaje a través de la bobina. Los inspectores mueven la sonda a través de la superficie y observan
los cambios de corriente. La Figura 8.8 muestra la inspección por corrientes de Eddy de los tubos
de un intercambiador de calor—HX. La inspección por corrientes de Eddy es el método más común
para la comprobación de grietas debidas a la fatiga y de corrosión por fricción en deflectores intermedios
de soporte en intercambiadores de calor.
Para las inspecciones por corrientes de Eddy, los inspectores normalmente extraen la sonda a través
del tubo y observan las ubicaciones horizontales en detectaron indicios. Los controles adicionales,
como los ultrasónicos, pueden determinar el tipo de defecto durante la inspección por corrientes de
Eddy. Es común bloquear los tubos con indicaciones de corrientes de Eddy hasta que la cantidad
de tubos bloqueados afecte el rendimiento del equipo.
Figura 8.7 Inspección ultrasónica de la parte 
superior (posición de la 12) de un oleoducto de 
crudo
Inspección y monitoreo 8-7
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Los beneficios de la inspección por corrientes de Eddy 
incluyen:2
• Método relativamente simple y rápido
• Facilita la detección de defectos superficiales
• Funciona en todos los materiales no porosos
Las limitaciones de la inspección por corrientes de Eddy 
incluyen:2
• Requiere una amplia capacitación
• El análisis es complejo
• Está limitada a materiales conductores
• Tiene una profundidad de penetración limitada
8.2.1.5 Inspección con tinte penetrante (Dye Penetrant Inspection, DPI)
La inspección con tinte penetrante también se conoce como inspección por líquidos penetrantes.
Los inspectores utilizan la DPI para localizar defectos superficiales en forma de fisuras en diversos
materiales no porosos (metales, polímeros, e incluso concreto). A veces, los defectos están abiertos
en la superficie, pero son imposibles de encontrar visualmente sin ayuda. Estos incluyen grietas
finas causadas por corrosión bajo esfuerzos, fatiga, esmerilado, excoriación, etc. Los defectos de
este tipo se pueden encontrar con mayor facilidad mediante la aplicación de un colorante líquido
penetrante que se hace visible cuando se aplica una capa delgada de material absorbente llamado
revelador, y se absorbe en losdefectos haciéndolos más visibles. La Figura 8.9 muestra una inspección
por líquidos penetrantes para agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos en un componente de acero
inoxidable de un sistema de tuberías de una planta química.
Los beneficios de la DPI incluyen:2
• Es un método relativamente simple y rápido
• Facilita la visualización de defectos superficiales
• Funciona en todos los materiales no porosos
Las limitaciones de la DPI incluyen:2
• Requiere inspectores cualificados
• Está limitada a defectos superficiales
• Requiere acceso directo a la superficie que se está 
inspeccionando
• Requiere una limpieza química y el desecho de los tintes y
los reveladores
• La pintura y otros recubrimientos pueden enmascarar 
defectos
Figura 8.8 Inspección por corrientes 
de Eddy de los tubos del 
intercambiador de calor
Figura 8.9 Inspección por líquidos 
penetrantes de grietas superficiales 
en tuberías no magnéticas
8-8 Inspección y monitoreo
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8.2.1.6 Inspección con partículas magnéticas (Magnetic Particle Inspection, MPI)
La inspección con partículas magnéticas tiene dos ventajas principales sobre la inspección por líquidos
penetrantes, ya que puede:
• Detectar defectos cerca de la superficie (por ejemplo, ampollamiento por hidrógeno o defectos
de soldadura) que podrían pasarse por alto en la inspección por líquidos penetrantes.
• A veces detecta defectos pequeños que serían detectados con la inspección por líquidos penetrantes.
El proceso implica la aplicación de un campo magnético, típicamente con una bobina de CA o de
CD se "pincha" el área que se va inspeccionar. Luego, los inspectores rocían polvo fino de hierro
(MPI seco) o polvo de hierro en suspensión en un líquido (MPI húmedo) sobre la superficie. En el
MPI húmedo, la solución puede ser no fluorescente (visible a simple vista) o fluorescente (visible
sólo bajo luz negra). Las partículas "decoran" los defectos debido a los campos magnéticos residuales
en la superficie de la estructura. La Figura 8.10 muestra indicios de una fisura en la superficie en la
parte externa de una tubería.
Los beneficios de la inspección por partículas 
magnéticas incluyen:2
• Método relativamente simple y rápido
• Puede detectar fisuras finas que no se 
observaron en la inspección visual y en la 
inspección con tinte penetrante
• Puede revelar defectos subsuperficiales poco
profundos
Las limitaciones de la inspección por partículas
magnéticas incluyen:2
• Requiere extensa capacitación de los 
inspectores
• Sólo para inspección de materiales 
ferromagnéticos
• Requiere que las superficies estén limpias y lisas
• Los recubrimientos pueden interferir
8.2.1.7 Identificación positiva de materiales (Positive Material Identification, PMI)
Los inspectores utilizan espectrómetros portátiles de fluorescencia de rayos X para identificar y
confirmar la composición de las aleaciones resistentes a la corrosión durante la entrega de los
proveedores. También confirman que los registros de la composición de la aleación de acuerdo a
como quedó construida la obra, son correctos. Los inspectores colocan una sonda de radiación en
la pieza. Esto produce un espectro de rayos X que los inspectores utilizan para la identificación de
los elementos en la superficie del metal y en la aleación específica. La mayoría de los instrumentos
comerciales están pre-programados para identificar decenas de aleaciones y la lectura típica le dice
al inspector cuál de las composiciones de aleación pre-programadas coincide mejor con los rayos
X detectados. La Figura 8.11 muestra uno de estos espectrómetros en uso.
Figura 8.10 Indicaciones de grietas por partículas 
magnéticas en el exterior de una tubería
Inspección y monitoreo 8-9
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Antes de empezar, los inspectores limpian la
superficie para que el metal al descubierto quede
expuesto y luego colocan el detector en la superficie
que están inspeccionando. El aparato analiza la
superficie en segundos y la compara con un espectro
precargado para determinar la coincidencia más
cercana Los espectrómetros portátiles no pueden
detectar elementos ligeros y no se pueden ser
utilizar para distinguir entre aceros al carbono.
Los inspectores realizan típicamente identificación/
clasificación en campo de los aceros al carbono y
los de baja aleación con la prueba de dureza. Los
analizadores de PMI diferencian fácilmente entre
acero al carbono, 1 ¼ Cr – ½ Mo acero, 2 ¼ Cr –
1 Mo acero, etc.
Los beneficios de la PMI incluyen:4
• Identifica muchas aleaciones con rapidez y precisión
Las limitaciones de la PMI incluyen:4
• No puede distinguir entre aceros al carbono 
• No detecta Al, Si, C ni otros elementos ligeros
• Pueden obtener resultados falsos debido a la contaminación de la superficie
• Requiere acceso directo a una superficie limpiada para el análisis
• Tiene un alto costo inicial del equipo
8.2.1.8 Termografía
La inspección termográfica (también llamada termografía) utiliza cámaras infrarrojas para detectar
diferencias de temperatura en el equipo. La termografía detectará las variaciones de temperatura
debidas a la contaminación en la carcasa y en los tubos de los intercambiadores de calor, a la mala
distribución del flujo en los enfriadores de aire, en el asentamiento de sedimentos u otros residuos
en las cabezas inferiores de los buques o a lo largo de la parte inferior de la tubería horizontal, y la
pérdida de revestimiento recubrimiento interno. Se utiliza como una técnica de inspección remota
para determinar los niveles de fluido en los tanques de almacenamiento y para otros fines.5 Los
inspectores utilizan sistemas de cámaras avanzados para detectar cambios de temperatura en toda
la superficie de los componentes estructurales.
La termografía puede detectar corrosión oculta, agua, acumulación de sólidos, y delaminación
compuesta. La Figura 8.12 muestra una imagen termográfica utilizada para detectar fugas y corrosión
debajo del aislamiento (CUI). La termografía no puede identificar la causa de las diferencias de
temperatura en un sistema, pero se utiliza como un medio rápido para determinar dónde están
justificadas inspecciones más estrechas.
Figure 8.11 Espectrómetro fluorescente portátil 
de rayos X siendo utilizado para identificación de 
materiales positivos3
8-10 Inspección y monitoreo
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Los beneficios de la inspección termográfica 
incluyen:5
• Es una técnica no intrusiva remota
• Puede detectar cambios de temperatura con una
sensibilidad de 3°C (5°F)
• Permite la identificación de puntos calientes o
fríos debido a suciedad, mala distribución del
flujo, asentamiento de sedimentos u otros residuos
y pérdida del revestimiento refractario interior
Las limitaciones de la inspección termográfica 
incluyen:5
• No puede determinar la corrosión o el 
adelgazamiento de paredes cuantitativamente
8.2.2 Importancia de las inspecciones
Los inspectores necesitan orientación sobre cómo recoger y analizar los depósitos superficiales y las
muestras biológicas, y protegerlos para su envío a los laboratorios de análisis.
Las inspecciones pueden llegar a ser tan rutinarias
que los tomadores de decisiones no son notificados
cuando ocurren cambios importantes. La Figura
8.13 muestra un tanque de almacenamiento de
ácido sulfúrico hecho de acero al carbono, una
práctica industrial aceptada. El tanque experimentó
adelgazamiento gradual de la pared debido a la
corrosión por ataque general. Los inspectores
realizaron la inspección ultrasónica de forma
regular, y el diseño original requirió la sustitución
cuando el adelgazamiento llegó a un punto
específico. No obstante, se presentaron los
informes de inspección, no llamaron la atención
de los que toman las decisiones. El tanque no fue
reemplazado a tiempo, y en un relleno posterior
del tanque se produjo el desplome como se muestra
por la flechaen esta imagen. Afortunadamente para
la planta química donde esto sucedió, el acero se
dobló bajo una carga excesiva y no tuvo fugas.
Muchas organizaciones de mantenimiento e inspección tienen presupuestos relacionados con los
volúmenes de producción. A medida que los equipos envejecen y los sistemas se vuelven menos
rentables, los presupuestos de inspección y mantenimiento se reducen cuando precisamente la
inspección y el mantenimiento son los más importantes.
Los incidentes relacionados con la corrosión en los últimos años han dado lugar a la introducción
de la evaluación directa de la corrosión interna (ICDA) y a los programas de evaluación directa de
la corrosión externa (ECDA), actualmente en fase de desarrollo. Además, las industrias de refinación
y de proceso químico han introducido protocolos de inspección basados en el riesgo.
Figura 8.12 Imagen termográfica que muestra 
la ubicación donde el deterioro del aislamiento 
conduce a la CUI
Figura 8.13 Desplome de un tanque de 
almacenamiento de ácido debido al 
adelgazamiento excesivo de la pared4
Inspección y monitoreo 8-11
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8.3 Monitoreo de la corrosión
La inspección determina el estado del equipo en el momento de la inspección, mientras que el
monitoreo permite a los operadores determinar si las condiciones corrosivas y las velocidades de
corrosión están cambiando. Ambos procedimientos son necesarios.
El monitoreo de la corrosión determina la eficacia
de los métodos de control de la corrosión, como el
de inyección de inhibidor químico. A medida que
las condiciones del proceso cambian, el monitoreo
se puede utilizar para determinar si los ambientes se
están volviendo más o menos corrosivos. El monitoreo
de la corrosión no siempre puede identificar con
precisión el grado de corrosión en las partes más
susceptibles a corroerse de los sistemas complicados.
8.3.1 Sondas de seguimiento de la 
corrosión
La mayoría de las técnicas de monitoreo de la
corrosión requieren la inserción de muestras de metal
intrusivas de algún tipo en los fluidos corrosivos.
La Figura 8.14 muestra dos arreglos típicos. El cupón
de la corrosión de la izquierda está expuesto en la
tubería de proceso en donde está expuesto al agua,
petróleo y gas natural producidos. La sonda de la derecha es empotrada con la pared de la tubería,
por lo que sólo se expone a la capa de agua producida en la parte inferior de la tubería.
8.3.2 Cupones de pérdida de masa (pérdida de peso)
Los cupones de pérdida de masa, que también se conocen como cupones de pérdida de peso, son
los dispositivos más utilizados para el control de la corrosión. Vienen en una variedad de formas y
métodos de montaje (Figura 8.15).
NACE y otras normas sugieren métodos de análisis de cupones después de la exposición a la las
velocidades de corrosión promedio (pérdida de peso) y a los índices de corrosión por picaduras, en
base a las picaduras más profundas en el cupón.1, 5 
Figura 8.14 Se introducen sondas de 
seguimiento de la corrosión intrusivas y 
montadas al ras en un sistema de producción 
petrolífera de tres fases2
Figura 8.15 Cupones de pérdida de masa y sondas utilizadas para el monitoreo de la 
corrosión
8-12 Inspección y monitoreo
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Figura 8.16 muestra cómo las velocidades de corrosión
varían con el tiempo. Algunos ambientes corrosivos
producen velocidades de corrosión lineales (ley de la
velocidad lineal), porque los productos de reacción
en estos ambientes son solubles y son eliminados de
la superficie del metal. La mayoría de las velocidades
de corrosión disminuyen con el tiempo (ley de velocidad
parabólica). Esto significa que el análisis de los datos
de pérdida de peso a raíz de las exposiciones a corto
plazo sobreestiman las velocidades de corrosión
verdaderas de los equipos Las picaduras y otros
mecanismos de corrosión pueden no ser detectados a
partir de las exposiciones a corto plazo que son
demasiado cortas para que se detecte la iniciación a
la corrosión.
Los beneficios de los cupones de pérdida de masa incluyen:1, 5
• Pueden utilizarse en cualquier ambiente corrosivo
• Son procedimientos relativamente simples fáciles de entender y ampliamente aceptados
• Se utilizan para evaluar el ataque general y la corrosión localizada
• Son relativamente baratos
Las limitaciones de los cupones de pérdida de masa incluyen:5
• Deben ser insertados dentro del fluido, lo que expone al personal a peligros potenciales
• Puede crear corrosión localizada debido a turbulencia de la proyección del soporte del cupón en
el flujo 
• Los datos solo están disponibles para el tiempo de exposición; suelen requerirse varias exposiciones
• No se pueden automatizar
• Determinan sólo las velocidades medias de corrosión, no los efectos de las alteraciones o de
acontecimientos inusuales
• Pueden sobreestimar los índices de corrosión general y subestimar la actividad microbiana o de
picaduras debido a la corta duración
• Es una técnica que requiere mucha de mano de obra
8.3.3 Sondas de resistencia eléctrica
Las sondas de resistencia eléctrica (ER) contienen un elemento de detección que está expuesto al
flujo del proceso. El elemento de detección está hecho del material de interés. La resistencia eléctrica
del elemento de detección se mide de forma continua o periódicamente. A medida que el área de la
sección transversal de la muestra se reduce por la corrosión, la resistencia eléctrica aumenta. Las
mejoras recientes en el diseño de la sonda ER se han traducido en sondas que pueden detectar cambios
en la corrosividad con relativa rapidez, en cuestión de horas en lugar de días. Esto significa que las
sondas se pueden utilizar para supervisar de manera remota la corrosión en múltiples ubicaciones y
determinar si la ubicación necesita una inspección más estrecha o si ha habido alteraciones en los
procesos, como penetración de aire y oxígeno.
Figura 8.16 Cambio de velocidad de corrosión 
vs. Tiempo
Inspección y monitoreo 8-13
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Figura 8.17 muestra sondas típicas de ER. Muchos de estos diseños de sondas empotradas permiten
la detección de la velocidad de corrosión.
Los beneficios de las sondas de ER incluyen:5
• Permiten el monitoreo continuo de la corrosión en línea
• Pueden utilizarse prácticamente en cualquier ambiente
• Se pueden conectar directamente a estructuras catódicamente protegidas para supervisar la eficacia
del control de la corrosión
Las limitaciones de las sondas de ER incluyen:5
• Proporcionan resultados indicativos de corrosión o erosión general
• No pueden detectar picaduras ni corrosión en cavidades—sólo miden la pérdida promedio de
sección transversal del sensor
• Requieren la inserción de sondas en el líquido corrosivo
• Tienen una respuesta más lenta (horas o días) que las técnicas electroquímicas de monitoreo
• Pueden producir resultados engañosos ante la presencia de sedimentos conductores de la electricidad
(p. ej.: sulfuro de hierro)
• No son sensibles a cambios rápidos de temperatura
8.3.4 Métodos electroquímicos
Las técnicas electroquímicas miden la propensión de los iones metálicos en un metal o en una aleación
a pasar a la solución, mediante la medición de los potenciales y de la densidad de corriente, en un
sistema de electrodos corrosivos introducido en el fluido de proceso a supervisar. Para las mediciones
electroquímicas, el fluido del proceso debe ser lo suficientemente conductor. En condiciones
multifásicas o en condiciones punto de rocío/condensación, los electrodos están colocados de tal
manera que la fase conductora cubre completamente los electrodos e interconecta los electrodos
para mediciones cuantitativas.
Varios métodos de prueba electroquímicos fueron adaptados para procedimientos de prueba en campo
de forma que resultaron útiles en el control de la corrosión. Estos incluyen:
• Resistencia de polarización lineal(Linear Polarization Resistance, LPR)
• Extrapolación de Tafel
Figura 8.17 Sondas típicas de ER2
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• Monitoreo galvánico
• Ruido electroquímico (EN)
• Espectroscopia de impedancia electroquímica (EIS)
Las tres primeras técnicas son adecuadas para uso en campo en fluidos conductores. El ruido
electroquímico y la espectroscopia de impedancia CA, aunque popular en los laboratorios de
investigación, en la actualidad no puede producir mejores resultados que la LPR y que la extrapolación
de Tafel. Requieren equipo delicado y más costoso, y no se analizan en este curso.
Las técnicas electroquímicas de monitoreo de la corrosión tienen una respuesta casi instantánea
(segundos o minutos) a los cambios en la corrosividad del fluido. Esto puede ser útil para identificar
qué cambios en el proceso han producido cambios en la corrosividad del fluido.
8.3.4.1 Resistencia de polarización lineal (Linear Polarization Resistance, LPR)
Las sondas LPR se venden con electrodos hechos
del material que está siendo supervisado, típicamente
acero al carbono. Las sondas son pequeñas y se
pueden insertar en los fluidos de la misma forma
que las sondas de ER. La técnica se basa en la
observación de que, para muchos metales en muchos
ambientes a potenciales cercanos al potencial de
corrosión (± 20 mV), el potencial vs el gráfico de
la corriente es frecuentemente lineal. Figura 8.18
muestra esta relación. La técnica de LPR se utiliza
para determinar las velocidades de corrosión generales
en electrolitos conductores. La LPR no puede medir
las velocidades de la corrosión localizada (por ejemplo,
picaduras). La LPR se puede utilizar para determinar
las velocidades de corrosión sólo en electrodos
libremente corrosivos. La LPR no se puede utilizar
si la sonda está conectada a, por ejemplo, un metal
diferente o sometido a protección catódica de corriente
impresa.
La instrumentación que se vende para el monitoreo de la velocidad de corrosión mediante LPR
convierte la pendiente del voltaje vs gráfico del potencial en velocidades medias de corrosión en base a
supuestos descritos por primera vez por Stern y Geary.2 Los instrumentos se calibran normalmente
en base a los supuestos de que las constantes de Stern-Geary "promedio" aplican y que el metal que
se corroe es acero al carbono corrosivo que produce iones Fe+2 (en lugar de iones Fe+3). Estos
supuestos y otras limitaciones significan que la verdadera velocidad de corrosión no se puede
determinar dentro del 50%.2, 4, 6 Esta limitación no es importante para la mayoría de las
aplicaciones de LPR, porque el propósito de la supervisión en línea de la corrosión es detectar
cambios en las velocidades de corrosión y no las verdaderas velocidades de corrosión.
Al igual que todas las técnicas electroquímicas de monitoreo, los electrodos deben estar libres de
la contaminación provocada por depósitos de grasa. Esta es una limitación importante en algunas
industrias, y es la razón por la que más organizaciones utilizan técnicas de ER.
Figura 8.18 Voltaje vs. Gráfico del potencial en 
los potenciales cercanos al potencial de corrosión
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8.3.4.2 Extrapolación de Tafel
La técnica de la extrapolación de Tafel utiliza el 
mismo equipo que el de la supervisión LPR, y la 
mayoría de los instrumentos se venden con la 
opción de operar ya sea en el modo de LPR o en 
el de extrapolación de Tafel. A potenciales 
mayores a unos pocos milivoltios del potencial 
de corrosión, los gráficos potencial- corriente 
pueden llegar a ser lineales en gráficos 
logarítmicos-lineales (Figura 8.19).
Antes de la aplicación de una corriente aplicada,
el voltímetro lee el potencial de corrosión con
respecto a un electrodo de referencia. la corriente
debida a la corrosión es desconocida. A medida
que el inspector aplica corriente, la corriente
aplicada vs la curva de potencial no muestra
ningún cambio en el potencial cuando la mayor
parte de la corriente de reducción en la estructura
(electrodo de trabajo) se debe a la reacción de la corrosión. Con el tiempo, los efectos de la corriente
aplicada causan que el potencial cambie en la dirección catódica y la curva se inclina hacia abajo.
Después de que la mayor parte es debida a la corriente aplicada, la pendiente se hace lineal y la
corriente original se vuelve insignificante. La porción de logarítmica-lineal de la curva de polarización
se llama la "región de Tafel," en reconocimiento al químico alemán que describió por primera vez
este comportamiento. La pendiente de Tafel se extrapola nuevamente al potencial de corrosión
original para determinar las corrientes de oxidación y reducción de equilibrio originales antes de
aplicar corriente catódica externa.
Esta técnica puede medir las velocidades bajas de corrosión con igual o mayor precisión que las
mediciones de pérdida de peso. Es posible medir velocidades de corrosión extremadamente bajas
con esta técnica, siempre y cuando sólo haya una reacción de reducción involucrada en todo el rango
potencial del sondeo.6
8.3.5 Monitoreo galvánico
El monitoreo galvánico es una técnica sencilla que consiste en colocar electrodos de dos metales
disímiles (por lo general acero al carbono y uno más resistente a la corrosión, consecuentemente un
metal catódico) en el mismo electrolito. Un amperímetro de resistencia cero (ZRA) mide la corriente
galvánica entre los dos electrodos. Si el ambiente se vuelve más agresivo, la corriente aumenta, lo
que indica que ha ocurrido algo que cambió las velocidades de corrosión. La técnica se utiliza para
controlar las velocidades de corrosión en cualquier sistema de agua, donde las fugas de aire (y el
aumento de las reacciones de reducción de oxígeno) o de bacterias aumentan la corrosividad del
fluido. La instrumentación es simple y, al igual que en otras técnicas electroquímicas, los resultados
de muchos electrodos se pueden supervisar en una ubicación central. El tiempo de respuesta es igual
al de las sondas LPR.
Figura 8.19 Curva de polarización catódica con 
corriente aplicada de un metal que se corroe que 
muestra la extrapolación de Tafel
8-16 Inspección y monitoreo
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8.3.6 Puntas de prueba (sondas) de hidrógeno
La reacción de reducción asociada a la
corrosión en ambientes ácidos produce gas
hidrógeno sobre la superficie del metal.
Aunque la mayoría de los átomos de hidrógeno
forman casi inmediatamente moléculas de
gas hidrógeno y se desprenden en forma de
gas hidrógeno, algunos de los átomos de
hidrógeno emigrarán dentro del metal.
Hay tres tipos de sondas de hidrógeno:
• Sondas de presión (o vacío) de hidrógeno
• Sondas de hidrógeno electroquímicas
• Sondas de celdas de combustible de 
hidrógeno
Figura 8.20 es un esquema de una sonda de
presión de hidrógeno que puede ser montada
externamente en el exterior de las tuberías o
de los tanques de almacenamiento. El sello
entre la sonda y la estructura debe ser
hermético a los gases. Esto puede requerir
parches soldados o sondas temporales. Las
sondas de este tipo se pueden utilizar para
supervisar la efectividad de los programas internos de inhibidores de la corrosión para mitigar el
agrietamiento asistido por de hidrógeno.
8.3.7 Monitoreo de la composición química del agua
Para corrientes de agua o de proceso, el monitoreo químico puede detectar cambios en el ambiente
que pueden afectar a la corrosión de manera periódica mediante la recolección y análisis de laboratorio
de muestras, o mediante el uso continuo de sondas de medición, como electrodos de pH o sondas
de oxígeno. Las pruebas con frecuencia analizan el pH, el contenido de oxígeno, el contenido de
dióxido de carbono, la concentración del inhibidor, y los iones metálicos en solución. El contenido
de iones de metal puede medir la cantidad de pérdida de metal en el sistema e indicarel índice global
de corrosión de los diversos metales en el sistema. No puede determinar dónde está ocurriendo la
corrosión o la forma de ataque.
8.3.7.1 Depósitos
Mediante la determinación de la composición química de los residuos del producto de corrosión
dentro de los depósitos, las organizaciones pueden obtener información significativa respecto a la
causa de la corrosión. Por ejemplo, la detección de cobre dentro de un producto/depósito de corrosión
de aluminio que se ha formado en la parte superior de una picadura por corrosión en una aleación
de aluminio puede sugerir que el crecimiento de la picadura estuvo estimulado por los iones de cobre
acuosos disueltos en el sistema de agua. Otro ejemplo común es la detección de la presencia de
cloruros dentro de un depósito de agua en un área con picaduras en acero inoxidable austenítico.
8.3.7.2 Sólidos en suspensión
La cantidad de producto de corrosión en suspensión se puede utilizar para determinar la cantidad de
metal que se corroe en el sistema. Los sólidos en suspensión se pueden evaluar por su composición
química. Pueden ser productos de corrosión o precipitados de reacciones dentro del sistema o escalas
depositadas térmicamente. 
Figura 8.20 Diagrama esquemático de una sonda de 
presión de hidrógeno
Inspección y monitoreo 8-17
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8.3.7.3 Escala
La escala y los productos de corrosión pueden permanecer en su lugar dentro del sistema y pueden
quitarse y analizarse para determinar su composición química La composición química de las escalas
de productos de corrosión, así como su adherencia, espesor y continuidad, pueden ser útiles para la
determinación del índice de corrosión y la causa de las fallas de corrosión.
8.3.8 Fouling microbiológico
La actividad microbiológica puede tener un efecto significativo sobre la corrosión (esto es, corrosión
influenciada microbiológicamente, MIC), así como en otras funciones del sistema, como la transferencia
de calor. 
La presencia de microorganismos en el sistema puede monitorearse directamente para contar los
microbios utilizando métodos de crecimiento o basados en cultivos. Como ejemplos de dichos
métodos están los recuentos de placas, los laminocultivos, o viales de dilución seriada. También se
pueden monitorear indirectamente los niveles de bioactividad utilizando marcadores bioquímicos
específicos (por ejemplo, ATP). Los conteos planctónicos se refieren al monitoreo de los organismos
que flotan libremente en el agua en volumen. Esta información no es tan útil para la comprensión
de la limpieza biológica de un sistema como los resultados del monitoreo de la cantidad de
microorganismos que colonizan las superficies húmedas en el sistema, también conocidos como
recuentos sésiles. Los cupones de corrosión proporcionan una superficie de muestreo conveniente
para el monitoreo de estas poblaciones ya sea mediante recuentos basados en cultivos directos o
mediante bio-monitorización basada en ATP.
Además, las organizaciones también pueden supervisar la presencia de microorganismos en el sistema
de forma indirecta mediante la medición de la pérdida de materiales de nutrientes (los nutrientes
para los organismos pueden ser significativamente diferentes de los productos alimenticios). Los
subproductos de microorganismos incluyen sulfuro de hidrógeno, (que puede ser muy corrosivo y
peligroso para el personal) y residuos del producto de corrosión muy ácidos que pueden causar
picaduras intensas localizadas debajo de la biopelícula. 
Los microorganismos influyen sobre la corrosión de varias maneras. La simple presencia de una
biopelícula (una comunidad compleja de microorganismos que crecen en las superficies mojadas o
sumergidas) puede impedir que los inhibidores de la corrosión lleguen a la superficie. Algunos
microbios en las biopelículas producen productos de desecho, como ácidos orgánicos y sulfuro de
hidrógeno que son directamente agresivos para las superficies metálicas. Además, la biopelícula es
un depósito que crea una cavidad en la superficie del metal. Esto puede conducir a la corrosión de
la celda de concentración a través de los efectos sobre los niveles de oxígeno y de cloro. Por último,
la actividad microbiana puede eliminar productos de reacción en el ánodo o en el cátodo de la celda
de corrosión. Estos productos de reacción acumulados aminoran la velocidades de corrosión, pero
cuando se retiran, las velocidades de corrosión vuelven a aumentar (la llamada "despolarización").
8.4 Sistemas de protección catódica
La continua operación de la protección catódica requiere inspección para garantizar que el sistema
está funcionando correctamente y supervisión para asegurar que se está logrando la protección
apropiada (que puede ser un requisito reglamentario obligatorio para ciertas aplicaciones de manejo
de productos peligrosos, como oleoductos y gasoductos de alta presión, tanques de almacenamiento
de petróleo, etc.).
8-18 Inspección y monitoreo
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8.4.1 Inspección
En los sistemas de protección catódica de corriente impresa (ICCP), se deben inspeccionar los
rectificadores por lo menos anualmente, para asegurarse de que están operacionales y hacer las
reparaciones y ajustes según sea necesario (por ejemplo, salida de corriente), para mantener la
protección. Las conexiones accesibles de cables eléctricos asociadas con los ánodos de las cama de
ánodos, con las estructuras y con las estaciones de prueba deben estar limpias y debidamente
aseguradas a sus respectivos terminales para mantener caminos de baja resistencia eléctrica. El
aceite en los rectificadores con aceite debe ser reemplazado si está decolorada o contaminado con
agua. La inspección de los ánodos enterrados normalmente no es posible, excepto durante los
reemplazos. Los ánodos sumergidos pueden ser susceptibles a la inspección si pueden sacarse del
agua (por ejemplo, en tanques de almacenamiento); utilizando buzos para inspeccionar los ánodos
fijos (por ejemplo, en las estructuras o en los barcos costa afuera); o durante la entrada en diques
secos (por ejemplo, para los buques y barcos). Para los sistemas ICCP, se deben de seguir los
procedimientos y las precauciones apropiadas de seguridad eléctrica. 
8.4.2 Monitoreo
La eficacia de la protección catódica en el control de la corrosión suele estar determinada por un
monitoreo adecauado de la estructura que se está protegiendo. El método de monitoreo más común
consiste en la medición de los potenciales de la estructura con la ayuda de un voltímetro de CC de
alta impedancia y un electrodo de referencia adecuado (también conocido como media celda, por
ejemplo, de cobre/sulfato de cobre, plata/cloruro de plata, etc.). El potencial-estructura a electrolito
(conocido como potencial tubería-a-suelo en el caso de las tuberías enterradas) se mide como se
ilustra esquemáticamente en la Figura 8.21. Las mediciones de potencial se pueden realizar con
electrodos de referencia portátiles o estacionarios; los electrodos de referencia estacionarios deben
compararse contra los portátiles para las indicaciones de la tendencia. Esas mediciones o sondeos
de potencial se realizan periódicamente para determinar si se están alcanzando los niveles de protección.
Los registradores portátiles de datos que se llevaban en mochilas, actualmente se utilizan de forma
rutinaria durante este tipo de sondeos para registrar datos en las estructuras.
Los criterios de protección catódica, discutidos en NACE SP0169, se listan a continuación:
• Potencial polarizado de –850 mV vs. Electrodo de referencia de Cu/CuSO4 (CSE)
• Polarización de 100 mV
• E log i
• Corriente de protección neta
• Cupones unidos a la estructura
Inspección y monitoreo 8-19
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Las correcciones de los errores de los potenciales
medidos para la caída óhmica (IR-drop) se analizan
en NACE SP0169. Para tuberías largas degran
diámetro, los cerdos inteligentes (herramientas de
inspección en línea) que se desplazan dentro de la
tubería pueden controlar indirectamente los niveles
de protección catódica en la superficie exterior de la
tubería.
La Figura 8.22 muestra una estación de prueba idónea
para hacer la conexión eléctrica a una tubería enterrada
para el monitoreo o para la solución de problemas
del sistema de protección catódica. Siempre que sea
posible, dichas estaciones de prueba pueden estar
situadas a intervalos regulares (por ejemplo, cada
milla) a lo largo del derecho de vía de la tubería
para la realización de sondeos potenciales.
Figura 8.21 Medición de potenciales de tubería al suelo4
Figura 8.22 Estación típica de prueba a nivel 
del terreno4
8-20 Inspección y monitoreo
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Referencias
1. NACE RP0775, “Preparation, Installation, Analysis, and Interpretation of Corrosion Coupons in
Oilfield Operations” (Preparación, colocación, análisis e interpretación de cupones de corrosión en
operaciones en campos petrolíferos).
2. B. Hedges, H. J. Chen, T. H. Bieri, and K. Sprague, “A Review of Monitoring and Inspection Techniques
for CO2 and H2S Corrosion in Oil & Gas Production Facilities: Location, Location, Location” (Una
revisión de las técnicas de supervisión e inspección para corrosión por CO2 y H2S en instalaciones
de producción de petróleo y gas: ubicación, ubicación, ubicación), NACE 06120.
3. Thermo Fisher Scientific and Niton Instruments.
4. R. Heidersbach, Metallurgy and Corrosion in Oil and Gas Production (Metalurgia y corrosión en la
producción de petróleo y gas), John Wiley & Sons, 2011.
5. NACE 3T199, “Techniques for Monitoring Corrosion and Related Parameters in Field Applications”
(Técnicas para el monitoreo de la corrosión y parámetros relacionados en aplicaciones de campo).
6. M. Fontana, Corrosion Engineering, McGraw-Hill, 1986.
	Capítulo 8: Inspección y monitoreo