03319naa a2200241 a 4500 199889 20260623131900.0 260619s9999 xx 000 0 und d BAAB Instituto Argentino del Petróleo y del Gas 63102 Congreso de Integridad y Corrosión en la Industria del Petróleo y del Gas (6to. : 2026 mayo 19-21 : Buenos Aires) 63117 Condiciones para el riesgo de fisuras circunferenciales por SCC: estudio de caso 13 p. .PDF En este artículo se presentan estudios que permitieron establecer el mecanismo de daño y las causas de una fuga en un gasoducto, construido en los 70s con tubos API 5L Gr X42 de 8”, con costura longitudinal por Electric Resistance Welding (ERW) de alta frecuencia, espesor 4,8 mm y recubrimiento bicapa. Los hallazgos más relevantes del estudio en laboratorio son: colonia de fisuras en la fuga y fisuras secundarias con falta de material debida a corrosión, propagación transgranular y ramificación. La fisura circunferencial pasante en metal base y otras secundarias, encontradas en la parte convexa con signos de flexión por interacción suelo-ducto, son compatibles con Stress Corrosion Cracking (SCC) de pH cercano a neutro. Para este mecanismo deben darse tres condiciones: tensiones axiales superiores a un umbral, aceros al carbono susceptibles y medio corrosivo en contacto con el metal. Las altas tensiones axiales provienen de las cargas externas de flexión (bending): las mismas que ocasionaron que se curvara el ducto. La ubicación de la fisura del lado convexo indica que el origen de las cargas ocurrió en servicio y no durante el tendido, producto del movimiento de suelos en una zona de alta pendiente del terreno (>30%). Fue necesario también un despegue localizado del revestimiento. Este despegue no es detectable por técnicas de inspección indirectas como CIS (Close Interval Survey) o DCVG (Direct Current Voltage Gradient) debido a que la alta resistividad del revestimiento bicapa genera un apantallamiento de la protección catódica. Las inspecciones internas (In-LineInspection) ILI-MFL tampoco detectaron la fisura o el despegue. Para evitar nuevos eventos, se recomienda gestionar la amenaza de bending siguiendo las recomendaciones de API RP 1187: análisis de estabilidad de laderas, usar datos inerciales de corridas ILI previas para un análisis de curvaturas y movimiento del gasoducto, incorporar un módulo inercial de alta precisión en próxima ILI, instalar monitoreo permanente de deformación con sensores VWSG o ERSG, y evaluar inspección interna mediante EMAT (Electromagnetic Acoustic Transducer) para fisuras circunferenciales. Booman, Janine 61192 Longhi, Sebastián Eduardo 63193 Marcuzzi, Agustín 63194 Otegui, José Luis 7972 Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, IAPG Congreso de Integridad y Corrosión en la Industria del Petróleo y del Gas (6to. : 2026 mayo 19-21 : Buenos Aires) Ciudad de Buenos Aires: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, IAPG, 2026 198721 http://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/6toCongresoIntegridad/076.pdf CONGTP Mazzitelli, María Florencia 199889 199889 CBAAB CBAAB 2026-06-19 0 2026-06-19 18:00:53 CONGTP