API TR 655: Inhibidores de corrosión volátiles para fondo de tanques

La integridad mecánica de los tanques de almacenamiento atmosférico forma parte de los parámetros críticos de la seguridad operacional y de los sistemas de gestión de activos en la industria energética. La corrosión del fondo del tanque, particularmente en su lado suelo (soil-side), constituye un fenómeno recurrente que afecta la vida útil estructural, favorece la pérdida de espesor del acero y puede derivar en fugas o impactos ambientales. 

La publicación técnica API TR 655 (1.ª edición, 2021) establece lineamientos para mitigar este tipo de deterioro mediante el uso de inhibidores de corrosión en fase vapor (VCI). Esta tecnología se integra con los sistemas de Protección Catódica (CP) y amplía las estrategias de control de corrosión orientadas a mantener la confiabilidad y continuidad operativa de los tanques. 

Tecnología VCI: Funcionamiento y aplicación 

La tecnología VCI representa una herramienta de mitigación en fase gaseosa que ofrece protección química localizada en espacios confinados bajo el fondo del tanque, donde la corriente de la CP puede no alcanzar. 

Mecanismo de acción de un inhibidor de corrosión en fase vapor 

Un Inhibidor de Corrosión Volátil (VCI) es un compuesto químico, sólido o líquido, que se volatiliza o sublima a presión atmosférica, liberando moléculas activas que se difunden por el espacio bajo el fondo del tanque. Estas moléculas, de naturaleza polar, se adsorben sobre el acero, formando una capa molecular protectora que interrumpe las reacciones electroquímicas entre humedad, oxígeno e iones corrosivos.

La efectividad de los VCI se evalúa conforme a metodologías reconocidas, como NACE/AMPP TM0208 (Vapor Inhibiting Ability), además de cupones de corrosión, sondas ER/LPR y correlaciones con inspecciones API 653.

La corrosión en el fondo de tanques de almacenamiento

Los tanques de hidrocarburos y productos químicos operan sobre fundaciones de arena, grava o concreto donde se concentra humedad y oxígeno, generando condiciones ideales para la corrosión bajo tanque. Esta degradación, que ocurre en la cara externa del fondo, siendo un problema de difícil acceso y monitoreo, y puede avanzar de forma localizada.

Mecanismos de la corrosión del lado suelo

La corrosión lado suelo se origina debido a la presencia de humedad, oxígeno y sales disueltas atrapadas bajo el fondo del tanque. Esta humedad, a menudo combinada con diferencias en la aireación del suelo (celdas de concentración diferencial), crea el ambiente electrolítico perfecto para que se desarrollen celdas galvánicas.

La protección catódica ha sido históricamente la primera línea de defensa; no obstante, su efectividad puede verse comprometida en ciertas condiciones, como: 

• Zonas apantalladas: materiales dieléctricos o suelos de alta resistividad que impiden o limitan el flujo de corriente.
• Corrosión localizada severa: zonas donde el potencial de corrosión es tan alto que la CP por sí solo no logra polarizar completamente la superficie metálica.

Esta realidad ha impulsado al sector a buscar y estandarizar soluciones complementarias que ofrezcan una capa de protección adicional y más localizada. 

La respuesta de API: Introducción del API TR 655

El API TR 655 (Technical Report on Vapor Corrosion Inhibitors for Protection of Tank Bottoms) es un reporte técnico no obligatorio que orienta a propietarios y operadores sobre el uso de VCI para proteger el fondo de tanques de almacenamiento por el lado del suelo. Este documento define cuándo puede ser apropiado su uso, cómo verificar su desempeño y recomienda su integración con la protección catódica existente. 

A diferencia de una norma obligatoria, un Technical Report reúne experiencias de campo, buenas prácticas y criterios de ingeniería para apoyar decisiones técnicas informadas.

Alcance y enfoque

El API TR 655 establece lineamientos para la aplicación, monitoreo y mantenimiento de inhibidores de corrosión en fase vapor en el lado externo del fondo de los tanques de almacenamiento, donde su contenido guía a los ingenieros en:

1. Fundamentos químicos del VCI y su modo de acción.
2. Criterios de selección, según tipo de tanque y condición del suelo.
3. Métodos de aplicación, tanto en tanques nuevos como existentes.
4. Prácticas de monitoreo y verificación de desempeño.

El documento enfatiza que la tecnología VCI debe integrarse dentro de una estrategia global de mitigación de la corrosión, y no interpretarse como un reemplazo de la CP.

Relación con otras referencias API

Este documento complementa documentos clave de inspección y protección:

• API RP 651: Protección catódica en tanques sobre superficie.
• API RP 575: Inspección de tanques de almacenamiento. 
• API 653: Requisitos para inspección, reparación y reconstrucción. 

Juntas, estas publicaciones establecen un marco coherente que permite integrar los VCI en programas de integridad mecánica existentes, desde el diseño hasta el mantenimiento predictivo. 

Combinación de VCI y Protección Catódica (CP)

El enfoque más sólido, respaldado por el API TR 655, es la combinación de VCI y CP, aprovechando la sinergia entre protección eléctrica y química. 

Tecnología	Mecanismo primario	Cobertura	Beneficio clave
Protección Catódica	Corriente impuesta que detiene reacciones anódicas	Amplia, depende del electrolito	Control de macro-áreas a largo plazo
Inhibidores VCI	Forma una barrera molecular pasivante	Localizada y en intersticios	Mitigación de corrosión puntual y zonas apantalladas

La combinación VCI + CP proporciona redundancia y mejora la cobertura en suelos de alta resistividad, ambientes marinos o durante paradas y cortes eléctricos, siempre que exista un espacio semiconfinado y un sellado perimetral adecuado.

Criterios operativos para aplicar inhibidores VCI en tanques

El uso de VCI bajo el fondo del tanque se recomienda en los siguientes casos, conforme a la práctica recogida en el reporte técnico y experiencias operativas: 

1. Proyecto nuevo o reconstrucción: instalar el sistema de VCI desde la fase de diseño.
2. Mantenimiento mayor o elevación: aplicar o recargar VCI durante la reparación del fondo.
3. Protección catódica insuficiente: tanques con zonas apantalladas o suelos de alta resistividad. 
4. Condiciones agresivas: ambientes marinos, humedad persistente o contaminación por cloruros.
5. Necesidad de continuidad: mantener protección química durante hibernación o cortes eléctricos.
6. Recarga en servicio: cuando el diseño de la fundación lo permite, mediante puertos o difusores. 

Beneficios esperados y límites prácticos del VCI 

Beneficios 

• Cobertura complementaria: protege zonas con bajo contacto eléctrico o efecto de apantallamiento.
• Instalación adaptable: posible en tanques nuevos o existentes sin grandes intervenciones estructurales (dependiendo del diseño del pad).
• Compatibilidad comprobada: demuestra compatibilidad química con la CP y los recubrimientos externos del fondo.
• Soporte operativo: ofrece protección durante paradas, arranques, pruebas hidrostáticas y periodos de hibernación con CP inactiva.

Límites y consideraciones

• Espacio semiconfinado requerido: sin sellado adecuado, la difusión del vapor se reduce.
• Vida útil variable: la efectividad depende del tipo de inhibidor y del entorno (reinyección según desempeño observado).
• Control de humedad: el ingreso de agua puede diluir o arrastrar el inhibidor.
• Verificación EHS: deben evaluarse compatibilidad química y seguridad ambiental según fichas técnicas.

Implementación y monitoreo del VCI según API TR 655

Evaluación previa

La TR 655 señala que, antes de aplicar un sistema de VCI bajo el fondo del tanque, deben evaluarse las siguientes condiciones: 

• Tipo de fundación: determinar si el tanque está ubicado sobre arena compactada, grava, losa ranurada, liner dieléctrico, doble fondo con lecho de arena, etc. Esta información condiciona la difusión del inhibidor.
• Sellado perimetral y drenaje: valorar la integridad del anillo de cimentación, posibles puertos de drenaje y la presencia de agua o humedad que puedan reducir la eficacia del vapor VCI.
• Compatibilidad con sistemas existentes: verificar que el inhibidor VCI sea compatible con el sistema de CP existente, así como con recubrimientos externos del fondo metálico.
• Historial operacional y de corrosión: analizar ciclos térmicos, producto operado, historial de espesor metálico bajo fondo, informes de inspección anteriores para justificar la necesidad del VCI.
• Capacidad de monitoreo existente: confirmar que se dispone o se puede instalar infraestructura de cupones, sondas ER/LPR, potenciales CP y acceso para medición posterior.

Aplicación y distribución del inhibidor

La TR 655 señala varios métodos de instalación según el estado del tanque: nuevo, en servicio o fuera de servicio.

• Tanque nuevo o durante rebottoming: se pueden incorporar emisores VCI, líneas de inyección, o el inhibidor mezclado en el lecho de relleno antes del montaje de la placa.
• Tanque existente en servicio o parada: instalación mediante puertos perforados en el anillo de cimentación, inyección de VCI en forma líquida o slurry, o distribución de difusores sólidos en espacios intersticiales.
• Distribución uniforme: el diseño debe asegurar que los puntos de inyección o emisores estén espaciados de forma que el inhibidor cubra la totalidad del área del fondo, incluyendo zonas de difícil acceso.
• Saturación del espacio bajo el fondo: el volumen de material de relleno, la difusión del vapor y su permanencia influyen directamente en la efectividad a largo plazo.
• Reposición y mantenimiento: la TR 655 no fija un intervalo rígido de reaplicación; recomienda que la decisión se base en las tendencias de corrosión, los datos del rendimiento del inhibidor y el estado del sistema.

Monitoreo y evaluación de desempeño

La TR 655 recomienda métricas claras para validar el éxito del sistema VCI: 

• Cupones de corrosión y sondas ER/LPR: enterrados bajo el fondo o distribuidos en él lecho de relleno, permiten medir la tasa de corrosión real y compararla con línea base anterior a la aplicación del VCI.
• Inspección UT y criterios de API 653: durante paradas o eventos programados, se pueden realizar mediciones de espesor, mapas de corrosión y verificación de integridad estructural.
• Comparación con datos de CP: cuando existe sistema de CP, se debe analizar la sinergia entre CP y VCI, verificando que el inhibidor no interfiera negativamente y que la protección sea coherente.
• Resultado de monitoreo para reposición: si los datos muestran incremento de corrosión, caída del potencial de protección, o pérdida de inhibidor, se debe programar recarga o intervención de mantenimiento.

Conclusiones

El API TR 655 consolida las mejores prácticas para aplicar inhibidores de corrosión en fase vapor (VCI) en el fondo de tanques de almacenamiento, lado suelo, aportando una alternativa moderna y complementaria a la protección catódica. Aunque su implementación no es obligatoria, constituye una herramienta valiosa para extender la vida útil, reducir fallas y mantener la integridad mecánica.

Integrar VCI + CP, con un programa de monitoreo conforme API 653 y RP 575, fortalece la confiabilidad estructural de los tanques y se alinea con los principios de gestión de activos y sostenibilidad industrial promovidos por API y NACE/AMPP. 

Referencias

1. https://www.cortecvci.com/whats_new/announcements/Above-Ground-Storage-Tanks.pdf
2. www.zerustis.com/documents//brochures/ZIS_Tank%20Bottom%20Protection_Solution%20Brochure_v3%2007092025.pdf

Preguntas Frecuentes (FAQs) sobre API TR 655 y VCI