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UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL

FRANCISCO DE MIRANDA

ÁREA DE TECNOLOGÍA

PROGRAMA DE INGENIERÍA QUÍMICA

UNIDAD CURRICULAR: PASANTÍAS II

Diagnóstico de las Líneas de Transferencia de Crudo de las Áreas

Operacionales de PDVSA Producción Gas Anaco

Realizado por:

Charlys G. Benítez. P

C.I.: 16.196.918

Tutor Académico:

Ing. MSc. Roque Quevedo

C.I: 12.497.912

Tutor Industrial:

Ing. Rohammed CastilloC.I: 8.285.162



Punto Fijo, Febrero de 2009

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UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL

FRANCISCO DE MIRANDA

ÁREA DE TECNOLOGÍA

PROGRAMA DE INGENIERÍA QUÍMICA

UNIDAD CURRICULAR: PASANTÍAS II

Diagnóstico de las Líneas de Transferencia de Crudo de las Áreas

Operacionales de PDVSA Producción Gas Anaco

Organización: P.D.V.S.A Distrito Gas Anaco

Ubicación: Avenida Bolívar zona industrial PDVSA Gas Anaco edificio Palmaven

oficina A-3.

Período: Desde el 11/09/08 hasta el 12/12/08

Tutor Industrial:Ing. Rohammed Castillo

C.I: 8.285.162

________________________

Tutor Académico:


C.I: 12.497.912

________________________

Realizado por:


C.I.: 16.196.918 ________________________



Capitulo 1 El Problema

Punto Fijo, Febrero de 2009

ÍNDICE

Pág.

Introducción 1

Contenido

Generalidades: 3

1. Breve descripción de la Empresa 3

Planteamiento del Problema 8

Objetivos de la Pasantía 10

Justificación e Importancia de la Pasantía 11

Alcance 12

2. Bases Teóricas que sustenten el trabajo de Pasantías 13

3. Descripción de las Actividades Realizadas 31

4. Presentación y Análisis de Resultados 35

Conclusiones y Recomendaciones 41

Fuentes Consultadas 43

Apéndices y/o Anexos 46

4




INTRODUCCIÓN

En la industria del petróleo y del gas existe la necesidad de transportar grandes

volúmenes de producto en condiciones seguras, de manera rápida y considerando el

menor costo posible. De entre todos los medios empleados para el transporte de

hidrocarburos, las tuberías ofrecen los costos variables más bajos, así como un régimen

de operación altamente fiable. Por estas razones, el volumen de productos transportados

mediante estos sistemas representa una proporción muy alta con respecto al total.

La importancia de las líneas de transferencia de crudo como sistema de transporte,

es fundamental, tanto que son consideradas por algunos autores, como las arterias de un

sistema circulatorio de hidrocarburos, siendo comparado con el cuerpo humano, esto es

porque sirve como distribuidor de productos a grandes zonas consumidoras de forma

continua y no interrumpida.

Entre los medios de transporte de hidrocarburos se encuentran las líneas de

transferencia de crudo, estas líneas de transferencia sirven para enlazar de una forma

segura, rápida limpia (salvo accidentes) y a un costo incomparable con otros sistemas de

transporte, diversos puntos, pudiendo a través de ellas transportar petróleo crudo desde

las estaciones de bombeo, a las estaciones de descarga y patios de tanques.

El transporte de crudos por líneas de transferencia presenta una característica que

no comparten otros medios de transporte, dado que al bombear los diferentes productos

a través de estas, no existe una superficie de separación entre cada fase del fluido, y

cuando este viaja a lo largo del trayecto estas fases se mezclan en cierta medida y se

forma una interfase de producto combinado que puede causar problemas, los cuales se

traducen posteriormente en fallas del sistema.

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La frecuencia de uso, antigüedad y las condiciones ambientales y de operación a

que son sometidas estas líneas, las convierten en víctimas potenciales de fallas de

diversa índole provocando pérdidas de productos contaminación ambiental y en algunoscasos pérdidas de vidas humanas.

Por tal motivo, se ha propuesto la realización de este trabajo, a través del cual

se pretende identificar las cantidades, porcentajes y tipos de fallas existentes, así como

también determinar y comprender los mecanismos que las causan, diagnosticando así las

áreas operacionales y campos de producción más afectados, para ello se utilizarán como

herramientas, los historiales de fallas correspondientes al año 2008, el programa decálculo Microsoft Excel y técnicas directas de investigación.

El trabajo, está configurado por 4 secciones. En la primera, se plantea el problema,

se formulan los objetivos, así como la justificación y alcance del mismo; en la segunda,

se presentan las bases teóricas consideradas para el desarrollo de este trabajo; en la

tercera, se detallan y describen cada una de las actividades realizadas durante el avance

del mismo; en la cuarta, se analizan los resultados obtenidos para posteriormente

establecer las conclusiones y recomendaciones.

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Capítulo 1 El Problema

1. GENERALIDADES

1.1. DESCRIPCIÓN DE LA INSTITUCIÓN.

Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) es una empresa estatal venezolana que se

dedica a la explotación, producción, refinación, mercadeo y transporte del petróleo

venezolano. Fue creada por decreto presidencial N° 1.123 del 30 de Agosto de 1975 para

ejercer funciones de planificación, coordinación y supervisión de la industria petrolera

nacional al concluir el proceso de reversión de las concesiones de hidrocarburos.

Efectivamente, el 1° de Enero de 1976 comenzó PDVSA a desempeñarse como casa

matriz, desde entonces el progreso, el fortalecimiento empresarial y la magnitud de las

actividades de la corporación y sus filiales han sido sobresalientes y reconocidas por la

comunidad petrolera mundial. Los resultados avalan los beneficios que para el país han

significado las relaciones comerciales internacionales directas de PDVSA y sus filiales

en los mercados de hidrocarburos del mundo.

A comienzos de la década de los 80, petróleos de Venezuela reconoce la

conveniencia de adelantar una estrategia de internacionalización y con el apoyo del

Estado Venezolano, iniciaron acciones para fortalecer la posición de PDVSA en EstadosUnidos y Europa, a través de la adquisición total o parcial de refinerías, sistemas de

distribución y comercialización, como complemento nacional de internacionalización. A

principios de la década de los 90, se inicia el proceso de apertura de la industria petrolera

en Venezuela al capital nacional e internacional.

A finales de 1997, ocurrió la unión de las filiales de PDVSA y se desarrolló una

nueva estructura corporativa que está formada por grandes divisiones como PDVSA

Servicios y PDVSA Exploración, Producción y Mercadeo, todas dedicadas a las

actividades medulares del negocio.

En 1998 CEVEGAS pasa a ser PDVSA GAS, S.A., obteniéndose de esta manera el

rango de división, lo que le otorgó una mayor jerarquía y autonomía dentro de la

3




corporación, luego de efectuar un cambio en su estructura con el apoyo del ejecutivo

nacional PDVSA Gas pasa a ser una importante filial o unidad de negocios involucrada

en todas las actividades referentes al transporte, proceso, distribución y comercialización

de Gas Natural y sus derivados, de manera rentable, segura y eficiente, con calidad ensus productos y servicios, y en armonía con el ambiente y la sociedad.

Esta unidad de negocios tiene como objetivo principal optimizar los sistemas de

producción para recuperar la mayor cantidad de reservas de gas y crudo existentes en el

Distrito Gas Anaco (D.G.A), centrándose en la construcción de la infraestructura

necesaria para mantener su producción actual y llevarla a un crecimiento sostenido a

través del Proyecto de Gas Anaco (P.G.A), basado en el desarrollo y aprovechamientoóptimo de sus yacimientos, así como el incremento de la eficiencia operacional con la

aplicación de nuevas tecnologías, y promoviendo la incorporación del sector privado

mediante la promoción oportuna de negocios rentables, para el crecimiento de la

Industria del Gas.

El Distrito de Gas Anaco considerado como centro gasífero de Venezuela, es una

organización energética, destinada a la explotación, producción, manejo y transmisión

de hidrocarburos, orientada hacia el negocio del gas de manera óptima y segura, bajo

estándares de calidad, a través de la utilización de tecnología de punta. Cuenta con un

área aproximada de 13,400 km2 y posee yacimientos petrolíferos productores de

hidrocarburos livianos y condensados, así como también grandes cantidades de gas

natural. Esta ubicado geográficamente en la parte central del Estado Anzoátegui,

abarcando parte del Estado Monagas y Guárico, este opera en dos grandes áreas

ubicadas en las cercanías de la ciudad de Anaco en el Estado Anzoátegui las cuales se

encuentran distribuidas de la siguiente manera:

a) Área Mayor Anaco (AMA): Se encuentra ubicada al norte de la zona central

del Estado Anzoátegui, en la cuenca oriental de Venezuela, subcuenca de Maturín,

en el área geográfica de los municipios Freites y Aguasay, a 70 km de la ciudad de

Anaco y 50 km de la ciudad de Cantaura, en dirección sudeste, con una extensión

4




aproximada de 3,160 km2, a lo largo resalta la presencia de una serie de domos,

que conforman las estructuras donde se localizan las acumulaciones de

hidrocarburos de la región y las cuales han dado origen a una serie de Campos y

unidades de producción alineados entre los cuales principalmente se encuentran:Santa Ana, San Roque, El Roble, San Joaquín, Guario y Santa Rosa.

b) Área Mayor Oficina (AMO): Esta ubicada en la parte sur de la zona central

del Estado Anzoátegui con una extensión superficial aproximada de 10,240 Km2.

En esta área se encuentran los campos de producción: Soto /Mapiri, La Ceibita,

Mata R, Zapatos; Zulus, Aguasay y Carisito.

Figura Nº 1: Ubicación geográfica de las áreas de operación pertenecientes a PDVSA

Gas Anaco.

Fuente: Benítez, C. 2008

1.1.1. Gerencia de Mantenimiento PDVSA Gas Anaco.

La Gerencia de Mantenimiento PDVSA Gas Anaco es una organización dedicada

al servicio de mantenimiento para preservar la función de las instalaciones, sistemas,

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equipos y dispositivos industriales de PDVSA Producción Gas Anaco, mediante el

establecimiento y control de planes, que garanticen la continuidad operacional,

cumpliendo con los estándares, leyes, normas y procedimientos vigentes y alineados

con los principios, valores y políticas de la corporación. Tiene como objetivo ser reconocida como una organización eficiente, eficaz y efectiva, que aplica la filosofía

del mantenimiento centrado en la contabilidad.

Entre sus políticas destaca, satisfacer las necesidades de mantenimiento de las

instalaciones, sistemas, equipos y dispositivos de PDVSA Producción Gas Anaco,

brindando eficaz y oportuna respuesta, a las solicitudes de los clientes, prestando

servicios de calidad que garanticen la continuidad operacional de las instalaciones,mediante el cumplimiento de especificaciones, normas aplicables, verificación de

cada proceso en ejecución, capacitación del recurso humano y mejora continua de los

procesos de la organización, además de esto asegura el uso de proveedores calificados

y certificados, manteniendo la armonía con el ambiente y el entorno social.

6




SUPERINTENDENCIA DE MANTENIMIENTOUNIDAD DE INGENIERÍA DE CORROSIÓN

PDVSA GAS ANACO.

Esquema Nº 1: Organigrama Estructural.Fuente: Superintendencia de Mantenimiento PDVSA Producción Gas Anaco

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1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.

Todo proceso se encuentra ligado a problemas tanto económicos como ambientales

y de seguridad, en la industria petrolera existe la probabilidad de ocurrencia de estos, loscuales pueden ir desde, fracturas, hasta fugas, así como la disminución de la resistencia

mecánica, y muchas otras formas de efectos producidos por una serie de factores

mecánicos, físicos, químicos o ambientales, que son causa de potenciales fallas en

tuberías y equipos.

Las fallas ocurridas en el transporte de hidrocarburos pueden tener consecuencias de

magnitud variable, algunas de estas pueden ser; en primer lugar, el impacto económico,que comprende las pérdidas de materiales y productos, las cuales se originan por el

desgaste progresivo o rotura repentina de tuberías. Las pérdidas económicas pueden ser

directas, relacionadas con el reemplazo de la parte dañada o indirectas debidas a, paradas

de planta imprevistas para efectuar reparaciones.

Ambientalmente hablando algunas de estas fallas son causa de contaminación

debido a los derrames de sustancias, producidos por fugas en líneas de transferencia y

tanques contenedores, y también por fallas y/o mal funcionamiento de los equipos; en

cuanto a seguridad, existen casos tales como pérdidas de vidas humanas debido a

accidentes ocurridos por incendios, explosiones, etc.

Si hablamos de líneas de transferencia, existen una gran cantidad de fallas y

problemas asociados, que representan un problema difícil y costoso de resolver,

ocasionando fugas y cuantiosos daños. Las características físico-químicas propias de los

fluidos manejados en estos sistemas y el tipo de servicio que estas prestan promueven laaparición de estas fallas, ocasionando desembolsos adicionales por reparaciones y daños

a terceros. Por otra parte la mayoría de los sistemas de tuberías presentan altos periodos

de operación, algunos con más de 20 años en servicio, lo cual aumenta el riesgo de una

falla lo que posteriormente podría traducirse en problemas operacionales, contaminación

y cualquier otro accidente que pueda generar pérdidas.

8




Por lo antes expuesto, la Superintendencia de Mantenimiento, específicamente la

Sección de Corrosión, se ha planteado la necesidad de realizar un “Diagnóstico de las

Líneas de Transferencia de Crudo de las Áreas Operacionales de PDVSA ProducciónGas Anaco” a fin de determinar la población de líneas activas, analizando los historiales

de fallas asociadas a estas y calcular el porcentaje, tipo y/o mecanismo de fallas

existente, considerando la factibilidad de una propuesta para la realización de una

evaluación que permita conocer con mayor grado de detalle las características y realidad

del área en estudio, estimando así obtener un mejoramiento significativo en la integridad

del proceso y de esta manera prolongar la vida útil de las instalaciones.

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1.3. OBJETIVOS.

1.3.1. OBJETIVO GENERAL.

• Realizar un diagnóstico de las líneas de transferencia de crudo de las

áreas operacionales de PDVSA Producción Gas Anaco

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS.

• Analizar los historiales de fallas asociadas a las líneas de transferencia de

crudo.

• Desarrollar una base de datos, correspondiente a tipos de fallas,

localización, descripción del equipo y áreas afectadas.

• Determinar la incidencia de fallas en líneas de transferencia de crudo, en

las Áreas Operacionales, campos y estaciones.

• Realizar un diagnóstico visual de las líneas de transferencia en áreas

operacionales.

• Proponer una evaluación detallada en función de la determinación del

potencial corrosivo, en cuanto a líneas de transferencia de crudo, en el área más

critica en cuanto a fallas.

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1.4. JUSTIFICACIÓN.

En las instalaciones petroleras existen gran variedad de fallas, dependiendo delsitio o ambiente específico, así como también de las condiciones de operación y el tipo

de servicio, los sistemas de producción y transporte en la industria del petróleo y del gas,

no escapan de estos problemas, ya que la mayoría de las estructuras empleadas para

llevar a cabo este proceso se encuentran expuestas a ambientes y condiciones agresivas.

Es por ello y en función de los parámetros antes descritos, que, se realizará un

diagnóstico a las líneas de transferencia de crudo en las áreas operacionales de PDVSA producción Gas Anaco en el Estado Anzoátegui, a fin de determinar las causas que

originan las diferentes fallas, determinar cantidades y porcentajes de estas y evaluar la

posibilidad de una propuesta que permita proporcionar una información eficiente en

cuanto a los problemas que estas originan.

El presente diagnóstico es de sumo interés, ya que; permitirá comprender las

causas y mecanismos de diversas fallas en líneas de transferencia de crudo;

proporcionando a través de los diferentes estudios realizados, las bases para el desarrollo

una propuesta que permitirá obtener una comprensión más amplia del problema, lo cual

traerá, un beneficio inmediato para la empresa, puesto que de los resultados obtenidos

del diagnóstico de los diferentes tipos de fallas asociadas y de los parámetros en líneas

de transferencia de crudo en el Distrito de Gas Anaco, es posible determinar

empíricamente y mediante conclusiones basadas en análisis previos, el tipo de falla

predominante, el área operacional y campo con mayor afectación, así como también, el

grado de desgaste de las instalaciones estructuras y equipos, generando en consecuenciaventajas en cuanto al manejo eficiente de la producción y un ahorro en cuanto a labores

de contingencia.

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1.5. ALCANCE Y DELIMITACIÓN:

El análisis pertinente para “elaborar un diagnóstico de las líneas de transferencia

de crudo de las áreas operacionales de PDVSA Producción Gas Anaco” se basa en la

información reportada en los informes de inspección y en los informes de fallas

asociadas a las líneas de transferencia, así como la literatura impresa conformada por

textos científicos, trabajos de grados, manuales y publicaciones electrónicas, en las

cuales se encuentran reportados los resultados obtenidos de los diferentes análisis y

experimentos realizados en función de la determinación de fallas parámetros y

mecanismos de producción de estas, existentes en las instalaciones y líneas de producción explotación y transporte de hidrocarburos.

Seguidamente se procederá con el ordenamiento y selección de la información,

con criterios basados en actualización de las bases de datos y número de temas

disponibles, con el fin de aumentar la confiabilidad de la información existente, se

compararan también la información reportada en las historias o registros que manejan

las diferentes secciones (mantenimiento y ambiente), asimismo se utilizarán métodosestadísticos de análisis como la observación directa e indirecta y la estadística inductiva

para luego proceder a analizar la estadística de fallas asociadas a las líneas de

transferencia y determinar así las cantidades y porcentajes de estas mediante

correlaciones teóricas e interpretaciones lógicas de los resultados obtenidos, la

herramienta utilizada para el procesamiento de los datos y con el fin de agilizar los

resultados, será Microsoft Excel.

El tiempo empleado para Realizar un diagnóstico de las líneas de transferencia de

crudo de las áreas operacionales de PDVSA Producción Gas Anaco, Distrito de Gas

Anaco, será de doce semanas, en el lapso comprendido entre la semana del 11/09/2008 a

la semana del 12/12/2008, aproximadamente, realizándose en las instalaciones de

PDVSA Gas Anaco, Distrito de Gas Anaco, de la ciudad de Anaco Estado Anzoátegui.

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2. BASES TEÓRICAS.

2.1. BREVE DESCRIPCIÓN DEL PROCESO.

El proceso de producción comienza con la extracción de los hidrocarburos del

yacimiento a través de los pozos de producción, donde se obtiene un flujo

multifásico, conformado por gas asociado, crudo y agua. La tubería de producción

está conectada a un arreglo de válvulas que la interconectan con las líneas de flujo,

que transportaran el fluido hacia las estaciones de flujo. En estas estaciones se

separan los componentes líquidos de los gaseosos a través de separadores tipo flash,horizontales y verticales. El crudo separado se transporta para su almacenamiento y

posterior tratamiento, el agua se utiliza para re-inyección al pozo u otros usos. El gas

continúa por una red de tuberías hacia las plantas compresoras o plantas de extracción

en función de la presión del mismo en la línea. (Mierez, J. 2008)

Durante todo este proceso se utilizan tuberías de acero al carbono de diferentes

diámetros.

Figura Nº 2: Proceso de Producción.

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2.2. CRUDOS

El petróleo o crudo, es un líquido oleoso, bituminoso de origen naturalcompuesto por diferentes sustancias orgánicas, es una mezcla en la que coexisten en

fases; sólida, líquida y gas, compuestos denominados hidrocarburos, constituidos por

átomos de carbono e hidrogeno y pequeñas proporciones de heterocompuestos con

presencia de nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos metales, el cual se formó

naturalmente hace miles de años, en depósitos de roca sedimentaria. Su color varía

entre ámbar y negro, este se encuentra en grandes cantidades bajo la superficie

terrestre y se emplea como combustible y materia prima para la industria química.(Barberii. E, 1998)

2.2.1. Clasificación de los Crudos.

Generalmente, en el lenguaje petrolero corriente, los petróleos crudos se

clasifican como livianos, medianos, pesados o extrapesados. Dicha clasificación

está estrechamente vinculada a la gravedad específica o índice de grados, °API, de

cada crudo. La clasificación da idea de la viscosidad o fluidez de cada crudo.

(Barberii. E, 1998)

La clasificación de crudos por rango de gravedad °API utilizada en la industria

venezolana de los hidrocarburos, a 15,5 °C (60 °F), según el Ministerio Para el

Poder Popular de Energía y Minas, se realiza de la siguiente manera:

a) Crudos livianos: Son aquellos hidrocarburos líquidos que tienen unagravedad comprendida en el rango de 30,0 a 40,0 °API.

b) Crudos medianos: Son aquellos hidrocarburos líquidos que tienen una

gravedad comprendida en el rango de 22,0 a 29,9 °API.

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http://es.encarta.msn.com/encyclopedia_961534093/Industria_qu%C3%ADmica.html

http://es.encarta.msn.com/encyclopedia_961534093/Industria_qu%C3%ADmica.html




c) Crudos pesados: Son aquellos hidrocarburos líquidos que tienen una

gravedad comprendida en el rango de 10,0 a 21,9 °API.

d) Crudos extrapesados: Son aquellos hidrocarburos líquidos que tienen una

gravedad menor o igual a 9,9 °API y una viscosidad mayor de 10.000 cps

(centipoises) a condiciones de yacimiento.

Otra modalidad que se utiliza para tipificar los crudos es la “base” de la

composición de cada crudo. Sin embargo, aunque esta clasificación no es muy

adecuada, tiene aceptación de uso general. Por tanto, el crudo puede ser catalogadocomo de base aromática, nafténica o parafínica. (Barberii. E, 1998)

2.3. LÍNEAS DE TRANSFERENCIA

Las líneas de transferencia de crudo representan un sistema de tuberías

interconectadas que permiten y/o hacen posible el transporte del crudo desde las

estaciones de bombeo, hasta las estaciones de descargas o patios de tanques.

2.4. FALLA

Es cuando un elemento o sistema productivo (S.P) llega a ser completamente

inoperante o puede todavía operar, pero no realiza satisfactoriamente su función ó que

por su condición insegura no se permita su uso.

2.5. ESTADÍSTICA:

La estadística es comúnmente considerada como una colección de hechos

numéricos expresados en términos de una relación entre datos, Se define como una

ciencia basada en la recolección, clasificación y presentación de los hechos a partir de

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la observación y análisis de una muestra perteneciente a una población, sujetos a una

apreciación numérica como base a la explicación, descripción y comparación de los

fenómenos. (González, Y., 2004)

La estadística es una técnica especial apta para el estudio cuantitativo de los

fenómenos de masa o colectivos, cuya mediación requiere una masa de observaciones

de otros fenómenos más simples llamados individuales o particulares (Gini, C. 1953).

En estadística se manejan ciertos parámetros que facilitan el estudio y la

interpretación numérica de los resultados, algunos de estos son:

2.5.1. Población:

El concepto de población en estadística va más allá de lo que comúnmente se

conoce como tal. Una población se precisa según él numero de elementos que la

constituyen como un conjunto finito o infinito de personas u objetos que presentan

características comunes. (González, Y., 2004)

2.5.2. Muestra:

Se llama muestra a una parte de la población a estudiar que sirve para

representarla y debe ser definida en base de la población determinada, y las

conclusiones que se obtengan de dicha muestra solo podrán referirse a la población

en referencia. (Spiegel, M., 1991), el estudio de muestras es más sencillo que el

estudio de la población completa; cuesta menos y lleva menos tiempo. (González,

Y., 2004)

2.5.3. Formas de Observar la Población y la Muestra:

Atendiendo a la fuente se clasifican en directa o indirecta.

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a) Observación directa: es aquella donde se tienen un contacto directo con los

elementos o caracteres en los cuales se presenta el fenómeno que se pretende

investigar, y los resultados obtenidos se consideran datos estadísticos originales.

(González, Y., 2004)

b) Observación Indirecta: es aquella donde la persona que investiga hace uso

de datos estadísticos ya conocidos en una investigación anterior, o de datos

observados por un tercero, con el fin de deducir otros hechos o fenómenos.

2.5.4.Datos Estadísticos:

Los datos estadísticos no son otra cosa que el producto de las observaciones

efectuadas en las personas y objetos en los cuales se produce el fenómeno que

queremos estudiar. Dicho en otras palabras, son los antecedentes (en cifras)

necesarios para llegar al conocimiento de un hecho o para reducir las

consecuencias de este. (González, Y., 2004)

2.5.5. Tiempo Promedio Entre Fallas.

Es el tiempo promedio de exposición entre fallas consecutivas de un

componente. Este puede obtenerse dividiendo el tiempo total entre fallas (MTTF) y

reparación (ri) por el número de fallas, siempre y cuando hayan ocurrido suficientes

fallas durante ese período. (Mata, J., 2007)

2.6. CORROSIÓN.

La corrosión se define como el deterioro de un material, normalmente un metal,

debido a su reacción con el ambiente (NACE, 2003), algunos autores e investigadores

insisten en que la definición dada, deberá restringirse a metales puros y aleaciones,

aunque el deterioro de plásticos, materiales cerámicos, refractarios, caucho y otros

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materiales no metálicos, también puede considerarse una forma de corrosión.

(Andérez, J., 1993)

Finalmente la degradación electroquímica (reacción química que genera yconsume electrones) de los materiales es la definición clásica que se da a la corrosión,

puesto que la mayoría de sus reacciones proceden de acuerdo a un mecanismo

electroquímico, aunque a altas temperaturas el proceso de corrosión se caracteriza por

un mecanismo químico. El grado de participación de electrones, iones y átomos en

las reacciones electroquímicas establecen los diferentes tipos de corrosión. (PDVSA-

Intevep, 1994)

La corrosión se origina principalmente por la presencia de heterogeneidades en la

superficie de los metales (ver Fig. Nº 3), que producen zonas de diferentes niveles de

energía y propician la formación de la celda electroquímica (Moreno, A., 2001), esto

resulta como consecuencia de los cambios que se producen en el material debido a los

ciclos de procesamiento a los que se ve sometido para su manufactura.

Los metales cuando se encuentran en su estado natural (generalmente en vetas,

bajo la forma de óxidos metálicos o sales), tienen un estado termodinámico estable,

estos metales, para ser utilizados en la industria, son sometidos a diversos procesos de

manufactura donde se les suministra energía. Al finalizar este ciclo, el material al ser

expuesto al medio natural, trata de volver a su estado original liberando energía a

través del proceso de corrosión, hasta alcanzar un estado de mínima energía

(termodinámicamente estable).

La corrosión es un proceso natural que no puede ser eliminados, sin embargo, puede ser controlado y minimizado. (Hernández, Y., 1996)

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Figura Nº 3: Vista ampliada de una superficie metálica.

Fuente: Rendón, J., 2006

Dado que la corrosión de metales puros y aleaciones es generalmente de naturaleza

electroquímica, deben estar presentes cuatro elementos o factores para que esta ocurra.

2.6.1.Ánodo: Porción o área de una superficie metálica en donde se lleva a cabo la

reacción de oxidación (proceso de corrosión) en este proceso hay una pérdida o

liberación de electrones como consecuencia del paso del metal a su forma iónica,

que se representa con la siguiente reacción:

−+

+→ neM M n (Ec.1)

2.6.2.Cátodo: Porción o área de la superficie metálica donde se lleva a cabo la

reacción de reducción, en la cual los electrones producidos en el ánodo se

combinan con determinados iones presentes en el electrolito. En este proceso hay

una ganancia de electrones. (Moreno. A. 2001)

M neM n

→+−+ (Ec.2)

2.6.3.Electrolito: Es toda aquella solución que permite la transferencia de cargas

eléctricas en forma de iones entre el ánodo y el cátodo, generalmente son líquidos

o gases condensados.

2.6.4.Contacto metálico: es el medio de conexión eléctrica a través del cual los

electrones viajan del ánodo al cátodo. (Moreno. A. 2001)

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En la figura Nº 4, se muestra el proceso de corrosión electroquímica con sus cuatro

elementos condicionantes.

Figura Nº 4: Proceso de corrosión interna con sus cuatro elementos.


El ánodo al estar expuesto a medio corrosivo reacciona con el electrolito

ocurriendo de esta manera la oxidación, durante este proceso se liberarán iones hierro

(Fe++) que son transportados a través del electrolito produciéndose por cada ion dos

electrones, dichos electrones son trasladados a través del contacto metálico (tubería), del

ánodo al cátodo, donde se consumen ocurriendo así la reacción de reducción, y

generando la producción de iones H+.

2.7. TIPOS DE CORROSIÓN.

La corrosión ha sido clasificada de diferentes maneras, ya sea por combinación

directa u oxidación, por mecanismo de corrosión (corrosión electroquímica) o por la

naturaleza de la sustancia corrosiva (corrosión húmeda y corrosión seca)

Tipos de corrosión según la naturaleza de la sustancia corrosiva:

a) Corrosión seca: Ocurre en ausencia de la fase liquida o por encima del

punto de rocío del ambiente

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b) Corrosión húmeda: Tiene lugar cuando hay líquidos presentes, como por

ejemplo: soluciones acuosas o electrolíticas. (PDVSA-Intevep, 1994)

Tipos de corrosión según el mecanismo de generación:

2.7.1. Corrosión uniforme.

Es la más común de la corrosión y se caracteriza por el desgaste uniforme y

general del material, se produce por una reacción electroquímica en la superficie

de este. El material va perdiendo espesor progresivamente hasta que falla. Un

ejemplo de este tipo de corrosión es el desgaste de una tubería expuestacontinuamente a un fluido corrosivo en forma más o menos uniforme y sobre toda

la superficie. (Fontana, M., 1986)

Este tipo de corrosión se expresa por las siguientes reacciones:

222 )(24222 OH FeOH FeOO H Fe →+→++−++ (Ec.3)

(Hidróxido de Hierro)

3221

22 )(2)(2 O H F eOO H O H F e →++ (Ec.4)

(Hidróxido comúnmente observado)

Figura Nº 5: Corrosión uniforme

Fuente: Jubert, A., 2008

21

Perdida de espesor delmetal




2.7.2. Corrosión galvánica o bimetálica.

Es un proceso electroquímico de corrosión acelerado, que ocurre cuando dos

materiales disímiles, en contacto eléctrico en un medio corrosivo o soluciónconductora, producen una diferencia de potencial entre ellos. Si están en contacto

directo (o conectados eléctricamente) uno se consume rápidamente perdiendo su

recubrimiento, mientras que el otro se protege. Ello no ocurriría si los metales no

estuvieran en contacto. Se dice entonces que el metal menos resistente se convierte

en anódico y el más resistente se convierte en catódico.

Figura Nº 6: Corrosión galvánica


2.7.3. Corrosión por hendiduras.

Es un tipo de corrosión localizada que ocurre como su nombre lo indica en

hendiduras, hoyos, en superficies de empacaduras, remaches o tornillos, juntas

solapadas, entre otras. Este tipo de ataques está asociado a pequeños volúmenes de

solución o medios corrosivos estancados. La aceleración del proceso de corrosión

se debe a que la solución en lo profundo de la grieta o rendija difiere de la que estáexpuesta en la superficie, probablemente tanto en composición como en movilidad

y en contenido de oxígeno. La corrosión por hendiduras puede ser ocasionada por

la acumulación de agua o cualquier sustancia alcalina o ácida en la superficie del

metal debido a la presencia de pequeñas hendiduras en este. (PDVSA-Intevep,

1994)

22

metal 1 metal 2

corrosión




Figura Nº 7: Corrosión por hendidura.

Fuente: Peñaloza, A., 2003

2.7.4. Corrosión por picaduras.

Esta es una las formas más peligrosas debido a que puede causar fallas por

perforación sin una gran perdida en el peso total. Es un ataque electroquímico

muy localizado que lleva al desarrollo de agujeros o picaduras que

penetran rápidamente al metal, Estas se desarrollan como pequeños huecos u

orificios muy agudos y ocurren en un área anódica muy localizada,

generalmente crecen en dirección de la gravedad, en superficies horizontales, y

con menor frecuencia en superficies verticales. Las picaduras requieren de

tiempo para formarse antes de ser visibles (dependiendo del metal y del

medio corrosivo), aunque en general, al aumentar el ataque la velocidad del

picado se hace mayor. Las reacciones que acompañan al proceso de corrosión

por picadura son:−+

+→ neM M n (Anódica) (Ec. 5)

−−→++ OH eO H O 442 22 (Catódica) (Ec. 6)

23




Figura Nº 8: Tipos de corrosión por picadura.

Fuente: Peñaloza, A., 2003

2.7.5. Corrosión Ínter granular.

Es una forma de corrosión selectiva que toma lugar, en los límites de los

granos de un metal. Aunque el mecanismo detallado de la corrosión ínter granular

varía con el sistema metálico, su apariencia física (microscópica) en la mayoría de

los sistemas es muy similar. Los efectos de esta forma de ataque sobre las

propiedades mecánicas pueden ser extremadamente perjudiciales pues requiere la

presencia de impurezas fuertemente electronegativas con relación al metal.

(Fontana, M., 1986)

Figura Nº 9: Corrosión ínter granular.


2.7.6. Corrosión por Disolución Selectiva.

24




Consiste en la remoción de un elemento de una solución sólida por

corrosión, el ejemplo más característico es la pérdida del zinc del latón. El zinc es

removido dejando una masa débil y esponjosa de cobre. Puede ser una capa

uniforme próxima al fluido corrosivo, o puede estar localizada en “tapones” en losespacios entre costras. No hay cambio de volumen apreciable y es difícil detectar

bajo una costra, algunas de las características con las que se puede observar este

tipo de corrosión son: cambio de color de la aleación, se presenta porosidad y en

algunas ocasiones el metal se comienza a picar. (Fontana, M., 1986)

Figura Nº 10: Corrosión por disolución selectiva.


2.7.7. Corrosión en espacios confinados.

Ataque localizado sobre áreas resguardadas, o en pequeñas cavidades

con soluciones estancadas. (Lugo, M., 2004)

Algunos factores que pueden dar origen a este tipo de corrosión son: Juntas

remachadas, sucio sobre la superficie, cubiertas porosas (Ej. Concreto),empacaduras porosas, productos de corrosión permeables, contacto entre un metal

y un no-metal.

25

perdida del metal de aleación




Figura Nº 11: Mecanismo de corrosión en espacios confinados.

Fuente: Lugo, M., 2004

2.7.8. Corrosión filiforme.

Es Una forma especial de corrosión en espacios confinados ocurre de los

revestimientos protectores del metal lacas, pinturas, papel, depósitos electrolíticos,etc., el proceso de corrosión se manifiesta formando filamentos y representa

un tipo particular de socavamiento anódico. Usualmente se produce en

ambientes húmedos y es más común debajo de películas orgánicas

aplicadas sobre acero. (Lugo, M., 2004)

Figura Nº 12: Corrosión filiforme.

Fuente: Piere, R., 1999

2.7.9. Corrosión/Erosión.

Es el ataque químico/mecánico acelerado, que resulta cuando un flujo de

material abrasivo continuamente, desgasta y expone, por acción mecánica material

nuevo y no protegido al medio corrosivo. En este caso la superficie del metal esta

protegida por finas películas protectoras como: inhibidores, óxidos, productos de

corrosión adherente, etc., y un flujo turbulento de gases y fluidos los remueve o

26




disuelve dejando la superficie expuesta al medio corrosivo. Este proceso es

acelerado si en el flujo se encuentra presentes sólidos suspendidos o gases

contaminados. (Fontana, M., 1986)

Figura Nº 13: Corrosión/ erosión.


2.7.10. Corrosión por fricción.

Esta ocurre en las superficies de contacto entre los materiales

metálicos sujetos a vibración y/o deslizamiento, y se produce a

consecuencias de la fricción en movimientos relativos. Este tipo de corrosión

representa un caso especial de corrosión-erosión, donde la oxidación y el desgaste

ocurren en la atmósfera y no en una solución acuosa (electrolito). (Lugo, M.,

2004)

Figura Nº 14: Corrosión por fricción.


27




La corrosión por frotamiento es muy deteriorante debido a la rápida

destrucción de los componentes metálicos que llegan a perder su resistencia y se

fracturan, y a la generación de partículas de óxido.

2.7.11. Corrosión cavitación.

Es considerada por algunos autores como una forma especial de

corrosión /erosión, está asociada a componentes o piezas que son movidas a altas

velocidades inmersas en líquidos o vapores condensados, consiste en la

formación y condensación de burbujas de vapor en un liquido cerca de

una superficie metálica, se presenta principalmente en turbinas hidráulicas, propelas de barcos, impeleres de bombas y otras superficies donde se forman

regímenes turbulentos con zonas alternas de altas y bajas presiones. (Lugo, M.,

2004)

Figura Nº 15: Formación y colapso de burbujas de cavitación.

Fuente: Lugo, M., 2004

2.7.12. Corrosión Bacteriológica.

Es el proceso resultante de la actividad de organismos vivos, usualmente por

sus procesos de ingestión de nutrientes y eliminación de desperdicios que en

función de su crecimiento y su proceso metabólico produce metabolitos, que

son ácidos o hidróxidos corrosivos que atacan el material. (NACE, 2003)

28




Figura Nº 16: Corrosión bacteriológica.Fuente: Lugo, M., 2004

2.7.13. Corrosión por Fatiga.

En este caso el material está sometido a esfuerzos cíclicos o repetidos. Las

películas de óxidos protectores se rompen constantemente y se inicia una corrosión

en el punto de concentración de las tensiones. (Norma, ASTM G15-06, 2006)

Figura Nº 17: Corrosión por fatiga


2.7.14. Corrosión por Esfuerzo.

La rotura debido a la corrosión por esfuerzo es un proceso químico/mecánico

que conduce a la rotura de ciertas aleaciones bajo esfuerzos considerables menores

que sus resistencias a la tracción.

29




Figura Nº 18: Corrosión por esfuerzo.


2.7.15. Corrosión por corrientes vagabundas.

Esta es producida por corriente que siguen otras vías diferentes al

establecido en un circuito determinado, en el caso específico en una

estructura metálica por donde existe conducción de corriente y por defectos

de aislamiento, uniones deficientes, etc. La corriente vagabunda puede

fluctuar e intervalos de tiempos grandes o cortos, paralelos a las

variaciones de carga de la fuente de energía. (PDVSA-Intevep, 1994)

Figura Nº 19: Corrosión por corrientes vagabundas.Fuente: Walton, W., 2004

30




3. DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES REALIZADAS.

3.1. Revisión Bibliográfica, Recopilación y Organización de la Información Teórica

y Datos.

Según Hernández (1991), la define como “la obtención, consulta que puede ser

útil para los propósitos del estudio, así como extraer y recopilar la información relevante

y necesaria que comprende la investigación”.

Esta actividad consistió en revisar y/o recopilar información concerniente al

diagnóstico de las líneas de transferencia de crudo de las áreas operacionales de PDVSAProducción Gas Anaco, con la finalidad de obtener detalles necesarios sobre el mismo,

para lo cual es necesario realizar una exploración exhaustiva de dicho tema, además de

las bases teóricas que contempla las diferentes fallas existentes en el área de estudio, así

como las diversas normativas asociadas a la investigación, es decir, los datos a través de

la revisión de los textos u otra información física o digital, que conforman la base de la

investigación.

3.2. Análisis de los Historiales de Fallas en Áreas Operacionales.

Para esta actividad se revisó el historial de fallas correspondiente al año 2008, en

el cual se filtró la información relacionada con los eventos ocurridos en las áreas

operacionales A.M.A y A.M.O, separándola por área operacional, campos, fecha del

evento, localización y tipo de falla.

3.3. Elaboración y Desarrollo de Base de Datos, Correspondiente a Fallas, en ÁreasOperacionales.

Se desarrolló una base de datos de tipo hoja de cálculo en Microsoft Excel, en la

cual se cargaron los datos correspondientes a los historiales de fallas en las áreas

operacionales, separadas por campos, para esto se realizaron tablas y gráficos en función

31




de las fallas existentes en estos, así como comparaciones gráficas y porcentuales de las

diferentes áreas, esto con el fin de determinar, porcentajes de fallas e incidencia de las

mismas, y cual área presenta mayor cantidad de fallas en tuberías, para finalmente

proponer las acciones pertinentes.

3.4. Determinación de la Incidencia de Fallas en líneas de Transferencia de Crudo

en Áreas Operacionales

Se contabilizaron las cantidades de fallas ocurridas por área operacional y campo

en un lapso de 12 meses, obteniéndose como resultado el tiempo en meses que

aproximadamente transcurre antes de que ocurra una falla en líneas de transferencia.

3.5. Diagnóstico Visual de Líneas de Transferencia en Áreas Operacionales.

Se realizaron visitas técnicas guiadas a los diferentes campos de producción y

estaciones de bombeo a fin de determinar la realidad existente en cuanto a problemas en

líneas de transferencia de crudo.

3.6. Análisis y Comparación de los Resultados Obtenidos.

Se procedió al análisis de los resultados obtenidos de cada uno de los campos y

de las áreas operacionales evaluadas, haciendo uso del material bibliográfico para

establecer las comparaciones, entre los resultados. Además, se realizaron las

conclusiones y recomendaciones pertinentes, basadas en los objetivos y resultados

obtenidos.

3.7. Propuesta de evaluación para la Determinación de Potencial Corrosivo en las

Líneas de Crudo de la zona más afectada.

Se desarrolló una propuesta, basada en la realización de una evaluación detallada

de las líneas de transferencia de crudo correspondiente al campo con mayor cantidad de

32




fallas, con esta propuesta se espera recopilar la información necesaria para comprender

el fenómeno corrosivo y su impacto.

3.8. Redacción del Informe.

Una vez finalizada la rueda de análisis y discusión de los resultados se procedió a

la elaboración del informe final de pasantías, según el formato propuesto por la

Coordinación de Pasantías de la Universidad Nacional Francisco de Miranda.

33



UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL “FRANCISCO DE MIRANDA”ÁREA DE TECNOLOGÍA

PUNTO FIJO – EDO. FALCÓN – VENEZUELA

CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES.

Señores: Coordinación de la Sección de Pasantías del Programa de Ing. Química de la U.N.E.F.M.Programa de Ingeniería Química.

Plan de trabajo del Br: Charlys Gabriel Benítez Pérez.Titulo del trabajo de pasantías II: “ Diagnóstico de las líneas de transferencia de crudo de las áreas operacionales de PDVSA Producción Gas Anaco”Fecha de inicio: 15/09/2008; Fecha de culminación: 12/12/2008

SEMANAS

ACTIVIDADES (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10) (11) (12)

Revisión Bibliográfica, Recopilación y Organizaciónde la Información Teórica y Datos.Análisis de los Historiales de Fallas en ÁreasOperacionalesElaboración y Desarrollo de Base de Datos,Correspondiente a Fallas, en Áreas Operacionales.Determinación de la Incidencia de Fallas en líneas deTransferencia de Crudo en Áreas OperacionalesDiagnóstico Visual de Líneas de Transferencia enÁreas Operacionales.Análisis y Comparación de los Resultados Obtenidos

Propuesta de evaluación

Redacción del Informe

Realizado por:


C.I.: 16.196.918

________________________

Tutor Académico:


C.I: 12.497.912

________________________

Tutor Industrial:

Ing. Rohammed Castillo

C.I: 8.285.162

________________________



Capítulo 4 Análisis de Resultados

4. - PRESENTACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS.

Del análisis realizado al diagnóstico de las líneas de transferencia de crudo de

PDVSA Producción Gas Anaco, en sus áreas operacionales, AMA y AMO, se logródeterminar, que existen una gran cantidad de fallas en estos sistemas las cuales varían en

tipo, causa y localización, siendo las más frecuentes las que se muestran a continuación.

Tabla Nº 1: Cantidades de fallas localizadas en las áreas operacionales AMA y AMO


En la Fig. 20, se puede observar que el mayor índice de fallas se encuentra

localizado en las tuberías, con 30 casos que representa el 77% del total, estas tuberías a

su vez se dividen en: líneas de transferencia de crudo, líneas de inyección de agua en

pozo, líneas de recolección, entre otras, cuyas cantidades y porcentajes de fallas en

ambas áreas operacionales se muestran a continuación.

Tabla Nº 2: Cantidades de fallas en líneas, en las áreas operacionales AMA y AMO


Se puede apreciar, que, de las fallas en tuberías, 20 corresponden a líneas de

transferencia de crudo, resultando en aproximadamente el 66 % de las fallas en este tipo

35

Cantidad

30

1

22

4

39

Falla tanqueFalla en fosa

Falla en tuberías

Falla en brida

TotalFalla en pozo

Lugar de Falla

Áreas operacionales

Tipo de tubería

Línea de transferencia 5 15 20

línea de inyección 2 2

línea de recolección 4 4 8

total 30

totalAMA AMO




de sistemas (Ver Fig. 21), mientras que el 3% restante, corresponde a fallas en líneas de

inyección y líneas de recolección.

A su vez se logró determinar las cantidades y porcentajes de fallas en líneas detransferencia de diámetros específicos, datos que pueden ser observados a continuación.

Tabla Nº 3: Cantidades de fallas en líneas de transferencia de diámetros específicos, en

las áreas operacionales AMA y AMO


De las líneas de transferencia de crudo se observó que la mayor cantidad de fallas

se presentó en las líneas de 6” con 11 casos lo que representa un 55%, mientras que en

las líneas de 4” ocurrieron 5 fallas para un 25%, resultando que para las líneas de 8”

ocurrieron un total de 3 fallas lo cual se traduce en el 15% quedando que para la línea de

10” ocurrió una falla lo cual representa el 5% del total de líneas de transferencia

evaluado.

Al comparar entre las áreas operacionales (AMA y AMO), se pudo notar una

gran diferencia con relación a las cantidades y porcentajes de fallas en tuberías

alcanzando en el 2008 para el Área Mayor Oficinas (AMO), la cantidad de 19 fallas, es

decir 63%, de las cuales 15 corresponden a líneas de transferencia de crudo, para un totalde 75% con respecto al total de fallas en este tipo de sistemas, por otra parte en el Área

Mayor Anaco (AMA) ocurrieron en este mismo año un total de 11 fallas en tuberías para

un 37%, de las cuales 5 se dieron en el punto de interés (líneas de transferencia de

crudo) esto se traduce en un 25%, reflejando esto un alto porcentaje de fallas en ambas

áreas, pero con mayor incidencia en A.M.O.

36

reas operacionales

Diámetro de tubería

4" 2 3 5

6" 3 8 11

8" 3 3

10" 1 1

total 20

totalAMA AMO




Tabla Nº 4: Cantidades de fallas en tuberías en áreas operacionales.


De las fallas en tuberías, en áreas operacionales se tiene según datos

suministrados por la sección de ingeniería de corrosión y el comité de derrames, que las

fallas con mayor recurrencia en cuanto a tipo son las siguientes:

Tabla Nº 5: Cantidades y causas de fallas en tuberías en áreas operacionales.


De la tabla anterior, se puede observar que la mayor índice de fallas se presenta

por corrosión con 28 casos para un 93%, de los cuales 11 fueron fallas ocurridas en

AMA representando el 39% y 17 en AMO para un 61%, de esto podemos desglosar

también que de los 11 caso ocurridos en AMA 5 tienen relación con líneas de

trasferencia lo cual deja un resultado de 26%, por otra parte, de las 17 fallas ocurridas en

AMO 14 fueron por corrosión dejando esto un porcentaje del 74% de las fallas en estos

sistemas, es decir que de las 28 fallas por corrosión en tuberías, 19 corresponden a líneas

de trasferencia de crudo y 14 de estas corresponden al Área Mayor Oficinas, aunado a

esto de las 2 fallas en tuberías ocurridas, por acción de terceros, que representa el 7%,una corresponde a líneas de transferencia de crudo la cual se encuentra ubicada también

en AMO, con lo anterior se evidencia que la mayor cantidad de problemas que presentan

estos sistemas es por acción de la corrosión metálica, y que el área operacional con más

casos de fallas reportados es el Área Mayor Oficinas.

37

Cantidad

11

19

30

AMA

Cantidad de fallas

AMO

Area operacional

Cantidad

28

0

2

30

Terceros

Total

Falla en tuberia

Corrosión

Cegueteo




También se logró observar diferencias en las cantidades de fallas por corrosión

ocurridas en los diferentes campos pertenecientes a las áreas operacionales AMA y

AMO, resultados que se muestran a continuación:

Tabla Nº 6: Cantidades de fallas por corrosión en tuberías en AMA.


Tabla Nº 7: Cantidades de fallas por corrosión en tuberías en AMO.


Con estos resultados es posible apreciar como los campos Aguasay y Soto/Mapiri

en AMO son los que presentan mayor cantidad de fallas por corrosión en tuberías con un

total de 5 casos cada uno, para un total de 10 de las 17 fallas ocurridas en esta área

operacional, mientras que en el campo Santa Ana en AMA ocurrieron un total de 4 de 11fallas por corrosión en estos sistemas.

Es de hacer notar que el campo con mayor cantidad de fallas es Aguasay ya que

no solo presenta fallas por corrosión sino también de otros tipos En cuanto a la

incidencia en el tiempo de estas fallas, se tomo una base de cálculo de 12 meses, para los

38

Cantidad

4

2

1

2

0

2

11Cantidad de fallas

El Roble

San Joaquin

El TocoTacata

Campo

Santa Ana

Santa Rosa

Cantidad

5

5

3

3

1

17

La Ceibita

Zapatos

Araibel

Cantidad de fallas

Campo

Aguasay

Soto/Mapiri




cuales se tiene que para A.M.A ocurrieron 11 fallas, resultando en 1 mes/falla aprox.,

esto significa que cada 1 mes, ocurre una falla, siendo el campo Santa Ana el más

representativo, ya que; cada 3 mese ocurre una falla.

De igual manera en A.M.O se contabilizaron 17 fallas para un aproximado de 1

mes/falla, siendo para este caso los campos Aguasay y Soto/Mapiri los más

representativos con 5 casos cada uno, para lo cual se tiene un estimado de 2 meses por

falla, un índice elevado tomando en cuenta los daños y consecuencias que estas fallas

generan.

Tabla Nº 8: Incidencia mensual de fallas por corrosión en líneas de transferencia decrudo en AMA.


Tabla Nº 9: Incidencia mensual de fallas por corrosión en líneas de transferencia decrudo en AMO.


De análisis y la evaluación de las cantidades de fallas ocurridas en los campos

pertenecientes a las áreas operacionales del Distrito de Gas Anaco, se puede demostrar

que el campo con mayor afectación en cuanto a fallas es el campo Aguasay, ya que

aparte de presentar junto con Soto/Mapiri la mayor cantidad de fallas por corrosión,

39

Cantidad fallas/mes

5 2

5 2

3 4

3 4

1 12

17 1

Zapatos

Araibel

Cantidad de fallas

CampoAguasay

Soto/Mapiri

La Ceibita

Cantidad fallas/mes4 3

2 6

1 12

2 6

0 0

2 6

11 1

CampoSanta AnaSanta RosaEl RobleSan JoaquínEl TocoTacataCantidad de fallas




también presentó fallas de otro tipo, aunado a esto los resultados obtenidos del

diagnóstico visual muestran el estado y grado de deterioro de las líneas de este campo,

esto sin mencionar los altos periodos de operación en años que poseen estas líneas de

transferencia; razón por la cual este campo resulta el candidato idóneo para larealización de un estudio detallado que permita comprender la naturaleza y origen de

estas fallas.

4.1. Propuesta para la “Determinación del Potencial Corrosivo en la Líneas de

Transferencia de Crudo ínter estaciones del Campo Aguasay de PDVSA

Producción Gas Anaco”

Con el desarrollo y análisis de los resultados obtenidos en el presente

diagnóstico, resulta evidente que existen parámetros desconocidos que inciden en gran

medida en la formación de diversas fallas en líneas de transferencia de crudo, uno de

estos factores que inducen la ocurrencia de este tipo de eventos es la corrosión; dado que

este fenómeno no se presenta de una única manera, ni tiene sus orígenes en casos

aislados, resulta imprescindible la realización de un estudio que permita conocer con un

mayor grado de detalle, las causas que originan este fenómeno, los mecanismos de

formación y propagación, los tipos existentes y las consecuencias que podría generar en

el entorno macro del proceso.

Por tal razón se propone a la Sección de Corrosión adscripta a la

Superintendencia de Mantenimiento de PDVSA Producción Gas Anaco la

“Determinación del Potencial Corrosivo en la Líneas de Transferencia de Crudo

ínter estaciones del Campo Aguasay de PDVSA Producción Gas Anaco” a fin de

determinar los factores, parámetros y datos desconocidos, antes mencionados y plantear la mejor manera de mitigar y reducir la ocurrencia de este tipo de fallas, pudiendo a

futuro extrapolar estos resultados a otras plantas y campos que presenten los mismos

problemas, y de esta manera optimizar los recursos mediante la optimización de los

procesos.

40




CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

• Se revisó el historial general de averías del cual se extrajeron las fallas ocurridas solo

en el área de Operaciones de Producción (AMA y AMO).

• A través del historial de fallas se pudo conocer los tipos de fallas, localización,

descripción del equipo y áreas afectadas.

• Se logró desarrollar una base de datos que permitió conocer los tipos de fallas así

como las cantidades y porcentajes de estas.

• Se pudo determinar que ocurrieron un total de 28 fallas en tuberías entre las 2 áreas

operacionales, resultando en un total de 2 fallas anuales.

• Se determinó que el área con mayor afectación en tuberías es AMO, con 17 fallas, y

el campo con mayor cantidad de fallas es Aguasay con 5.

•

Se logro determinar a través de la inspección visual, el estado de las líneas detransferencia de crudo, pudiéndose observar que muchas de estas presentan altas

tasas de corrosión.

• Se planteó y elaboró una propuesta para la determinación del potencial corrosivo en

las líneas de transferencia de crudo del campo con mayor cantidad de problemas.

• Se recomienda realizar un proyecto de Determinación del Potencial corrosivo en las

líneas de transferencia de crudo ínter estaciones del campo Aguasay de PDVSA

Producción Gas Anaco.

• Se recomienda la ejecución y mantenimiento de un plan de recolección estadística de

fallas por corrosión.

41




• Se recomienda realizar un diagnóstico riguroso a las líneas de transferencia que

presenten un número de fallas mayor o igual a 2.

• Se recomienda la cooperación entre diferentes equipos multidisciplinarios para

elaborar y mantener un sistema de información eficiente que permita predecir futuras

averías.

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42




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45



Capítulo 4 Análisis de Resultados 46



APÉNDICES

Nota: A continuación se presentan los cálculos relacionados con las cantidades y

porcentajes de fallas en las áreas operacionales, estos cálculos se hacen extensivos yrecurrentes para todos los campos

Falla totales.

Cantidad de Fallas = Σ # fallas.

Cantidad de Fallas = # falla corrosión + # falla mecánica + # falla

operacional + # otras fallas

Cantidad de Fallas = 29 falla corrosión + 2 falla mecánica + 5 falla

operacional + 5 otras fallas.

Cantidad de Fallas = 41

Fallas por corrosión = Σ # fallas, corrosión.

Fallas por corrosión = 29

% Fallas por corrosión = (# falla corrosión / Cantidad de Fallas)*100

% Fallas por corrosión = (29/41)*100

% Fallas por corrosión = 71%

Cantidades mes/fallas = 12 meses/# fallas

Cantidades mes/fallas = 12 meses/ 28 fallas

Como este resultado arroja un valor ilógico se puede interpretar de la siguiente manera:

Cantidades mes/fallas =28 fallas/12 meses

Se dice entonces que ocurren aproximadamente 2 fallas por año.



ANEXOS

Figura Nº 20: Porcentajes de fallas localizadas en las áreas operacionales AMA y AMO


Figura Nº 21: Porcentajes de fallas en líneas, en las áreas operacionales AMA y AMO


77%

3%

5% 5%10%

Falla en tuberia

Falla en brida

Falla tanque

Falla en fosa

Falla en pozo

66%7%

27%

Línea de transferencia

línea de inyección de

línea de recolección

pasantias ii

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