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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

ANÁLISIS DE INTEGRIDAD FÍSICA DEL POLIDUCTO

LIBERTAD-MANTA DE PETROCOMERCIAL MEDIANTE EL

ENVÍO DE LA HERRAMIENTA CHANCHO INTELIGENTE

TRABAJO PREVIO LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN

PETRÓLEOS

GEOVANY JAVIER TIXI CANDO

DIRECTOR: ING. ROGER PEÑAHERRERA

Quito, Mayo 2013

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2013

Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo, GEOVANY JAVIER TIXI CANDO , declaro que el trabajo aquí descrito es

de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o

calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas

que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de

Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

____________________________

Geovany Javier Tixi Cando

020184243-2

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANÁLISIS DE

INTEGRIDAD FÍSICA DEL POLIDUCTO LIBERTAD-MANTA DE

PETROCOMERCIAL MEDIANTE EL ENVÍO DE LA HERRAMIENTA

CHANCHO INTELIGENTE ”, que, para aspirar al título de Ingeniero en

Petróleos fue desarrollado por Javier Tixi , bajo mi dirección y supervisión,

en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones

requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

____________________________

Ing. Roger Peñaherrera

DIRECTOR DEL TRABAJO

170922334-9

DEDICATORIA

A Dios, por ser él mi guía y protector.

A mis padres, por su dedicación, amor, apoyo, esfuerzo y comprensión

quienes me han inculcado valores, que me servirán para mi futuro y toda mi

existencia.

A la Universidad Tecnológica Equinoccial en especial a la Facultad de

Ingeniería por la oportunidad, de estudiar la carrera de ingeniero petrolero.

Y finalmente a todos mis amigos y compañeros quienes estuvieron a mi lado

en alegrías y tristezas durante la vida universitaria.

AGRADECIMIENTO

A la Universidad Tecnológica Equinoccial, quien me ha permitido un mayor

desarrollo tanto personal como profesional.

Quiero agradecer la valiosa colaboración prestada por la empresa

PETROCOMERCIAL, quienes me autorizaron plenamente para el desarrollo

del presente trabajo en la estación Cabecera Libertad.

A mi director de tesis, el INGENIERO Roger Peñaherrera, quien mostró

mucho interés, por su tiempo y dedicación en la asesoría del presente

trabajo.

A los que me apoyaron y confiaron en mí para lograr este objetivo, gracias a

todos mis familiares, amigos, especialmente a mi hermano Luis por

apoyarme siempre y cuando ha sido necesario.

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINA

RESUMEN .................................................................................................. xiv

ABSTRACT ................................................................................................. xv

INTRODUCCIÓN ........................................................................................... 1

1.1. OBJETIVOS ........................................................................................ 3

1.1.1. OBJETIVO GENERAL ................................................................... 3

1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ......................................................... 3

MARCO TEÓRICO ........................................................................................ 4

2.1. PETROCOMERCIAL .......................................................................... 4

2.1.1. RESEÑA HISTÓRICA ................................................................... 4

2.1.2. OPERACIONES ............................................................................ 5

2.2. ESTACIÓN CABECERA LA LIBERTAD ............................................. 7

2.2.1. INSTALACIONES DE LA ESTACIÓN CABECERA LA LIBERTAD..

...................................................................................................... 8

2.2.2. OPERACIONES DE LA ESTACIÓN CABECERA LA LIBERTAD . 8

2.3. CONDICIONES ACTUALES DE BOMBEO ........................................ 9

2.3.1. POLIDUCTO LIBERTAD - MANTA - PASCUALES ....................... 9

2.3.2. GRUPOS DE BOMBEO .............................................................. 11

2.3.2.1. LIBERTAD-PASCUALES ..................................................... 12

2.3.2.2. LIBERTAD-MANTA .............................................................. 12

2.4. LIMITANTES POR CORROSIÓN INTERNA .................................... 13

2.4.1. DESCRIPCIÓN DE LA ESTACIÓN REDUCTORA PASCUALES

.................................................................................................. ..14

2.4.2. MANTENIMIENTO DE LÍNEA DEL POLIDUCTO ....................... 15

2.4.3. MANTENIMIENTO ELECTROMECÁNICO ................................. 15

2.5. RELACIÓN CON LA CAPACIDAD DE DISEÑO ............................... 15

2.6. COSTOS POR LIMITANTES DE OPERACIÓN ............................... 16

ii

2.6.1. MERCADO NACIONAL ............................................................... 16

2.6.2. PRECIOS Y SUBSIDIOS ............................................................. 19

2.7. MANTENIMIENTO PREDICTIVO, PREVENTIVO Y CORRECTIVO

REALIZADO ...................................................................................... 21

2.7.1. MANTENIMIENTO PREDICTIVO ................................................ 21

2.7.2. MANTENIMIENTO PREVENTIVO Y CORRECTIVO .................. 22

2.7.3. INSPECCIONES REALIZADAS, TRAMO LIBERTAD-MANTA-

PASCUALES .............................................................................. 24

2.7.4. DESCRIPCIÓN DE LAS INDICACIONES DE PÉRDIDA DE

METAL ........................................................................................ 25

2.8. PROGRAMA DE INTEGRIDAD DE TUBERÍAS ............................... 26

2.8.1. MARCO PARA UN PROGRAMA DE ADMINISTRACIÓN DE

INTEGRIDAD (API-1160) ............................................................ 28

2.8.2. REQUISITOS PARA EL PLAN DE LA ADMINISTRACIÓN DE LA

INTEGRIDAD .............................................................................. 29

2.8.3. MÉTODOS PARA MEDIR LA EFECTIVIDAD DEL PROGRAMA

.................................................................................................. ..29

2.8.4. EVALUACIÓN DE REFERENCIA PRELIMINAR ......................... 29

2.8.4.1. LA PRIMERA EVALUACIÓN DE INTEGRIDAD DE UNA

TUBERÍA .............................................................................. 30

2.8.5. ESTÁNDARES PARA LA ADMINISTRACIÓN DE LA

INTEGRIDAD MECÁNICA DE DUCTOS .................................... 31

2.8.6. LOS PROGRAMAS PARA LA ADMINISTRACIÓN DE LA

INTEGRIDAD DE ACUERDO A LA NORMA API 1160 .............. 31

2.9. INSPECCIÓN DIRECTA INTERIOR ................................................. 32

2.9.1. HERRAMIENTAS INTELIGENTES ............................................. 33

2.9.2. HERRAMIENTAS DE FLUJO MAGNÉTICO ............................... 33

2.9.3. HERRAMIENTAS ULTRASÓNICAS ........................................... 34

2.9.4. INSPECCIÓN NO PIG ................................................................. 34

2.9.5. INSPECCIÓN ROBÓTICA ........................................................... 35

2.10. INSPECCIÓN DIRECTA EXTERIOR ............................................. 35

iii

METODOLOGÍA .......................................................................................... 36

3.1. TÉCNICAS DE INSPECCIÓN CON HERRAMIENTAS

INTELIGENTES ................................................................................ 36

3.1.1. TÉCNICA DE FUGAS DE FLUJO MAGNÉTICO ......................... 36

3.1.2. TÉCNICA ULTRASONIDO .......................................................... 37

3.1.3. TÉCNICA DE LA ONDA ULTRASÓNICA GUIADA ..................... 38

3.2. NORMAS TÉCNICAS REFERENCIALES PARA TUBERÍA ............. 42

3.2.1. NORMAS API PARA TUBERÍA ................................................... 43

3.2.1.1. API STANDARD 5L: ESPECIFICACIONES PARA LÍNEAS DE

TUBERÍA .............................................................................. 43

3.2.1.2. API STANDARD 1104: SOLDADURAS DE TUBERÍA Y

SERVICIOS RELACIONADOS. ............................................ 43

3.2.2. NORMA ASME PARA TUBERÍA ................................................. 45

3.2.2.1. ASME B31.1: TUBERÍA DE PRESIÓN ................................ 45

3.2.2.2. ASME B31.3: TUBERÍA PARA PROCESOS ....................... 45

3.2.2.3. ASME B31.4: LÍNEAS DE TUBERÍA PARA

TRANSPORTACIÓN DE LÍQUIDOS HIDROCARBUROS Y

OTROS LÍQUIDOS. .............................................................. 46

3.2.2.4 ASME B31.8: SISTEMA DE TUBERÍAS PARA TRANSMISIÓN

Y DISTRIBUCIÓN DE GAS. ................................................. 47

3.2.2.5. ASME B31.8S: SISTEMA DE GESTIÓN PARA LA

INTEGRIDAD DE GASODUCTO. ......................................... 48

3.2.2.6. ASME B36.10M: SOLDADURA SIN FISURAS DE TUBOS DE

ACERO FORJADO. .............................................................. 48

3.2.2.7. ASME B36.19M: TUBERÍA DE ACERO INOXIDABLE. ....... 49

3.2.2.8 ASME B31.G: MANUAL PARA LA DETERMINACIÓN DE LA

RESISTENCIA DE TUBERÍA AFECTADA POR CORROSIÓN.

.............................................................................................. 49

3.3. TECNOLOGÍAS DE INSPECCIÓN EN LÍNEA MFL/TFI ................... 50

3.3.1. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA HERRAMIENTA MFL

ID/OD .......................................................................................... 53

3.3.1.1. GENERALIDADES ............................................................... 53

iv

3.3.2. FUGA DE FLUJO MAGNÉTICO .................................................. 57

3.3.3. FUGA DE FLUJO MAGNÉTICO - INSPECCIONAR LAS

TUBERÍAS METÁLICAS ............................................................. 58

3.3.3.1. INSPECCIÓN A TRAVÉS DE TUBERÍAS REVESTIDAS .... 60

3.3.3.2. ALTA RESOLUCIÓN ADICIONAL (XHR) ............................. 60

3.3.3.3. BENEFICIOS ........................................................................ 61

3.3.3.4. HERRAMIENTAS DISPONIBLES ........................................ 61

3.3.4. INSPECCIÓN EXTERNA ............................................................ 62

3.3.4.1. CÓMO FUNCIONA ............................................................... 62

3.3.4.2. PIPESCANNER VENTAJAS ................................................ 63

3.3.4.3. PIPESCANNER APLICACIONES ........................................ 64

3.4. PROCEDIMIENTO PARA INTRODUCCIÓN, LANZAMIENTO,

SEGUIMIENTO, MONITOREO, RECEPCIÓN Y RETIRO DE

EQUIPOS (MFL) DE INSPECCIÓN. ................................................. 64

3.4.1. INTRODUCCIÓN Y LANZAMIENTO DE EQUIPOS DE

INSPECCIÓN .............................................................................. 64

3.4.2. PROCEDIMIENTO PARA SEGUIMIENTO Y MONITOREO DE

EQUIPOS DE INSPECCIÓN (MFL) EN LOS DERECHOS DE VÍA

TRAMO LIBERTAD-MANTA. ...................................................... 69

3.4.3. PROCEDIMIENTO PARA RECEPCIÓN Y RETIRO DE EQUIPOS

DE INSPECCIÓN ........................................................................ 70

3.5. CÁLCULO PARA INDICACIÓN REPORTADA POR EQUIPOS DE

INSPECCIÓN INTERNA. .................................................................. 75

3.5.1. CÁLCULO DE PMPO .................................................................. 75

3.5.2. CALCULO DE TVR...................................................................... 77

3.6. CALCULO DE ESPESOR PARA TUBERÍAS ................................... 77

3.6.1. CÁLCULO DEL MÍNIMO ESPESOR PARA TUBERÍAS SEGÚN LA

NORMA ASME/ANSI B31.4 ........................................................ 77

3.6.2. CÁLCULO DEL MÍNIMO ESPESOR PARA TUBERÍAS SEGÚN LA

NORMA ASME/ANSI B31.8.S .................................................... 79

3.6.3. CÁLCULOS DE LA VELOCIDAD DE CORROSIÓN EN LÍNEAS

DE FLUJO ................................................................................... 80

v

3.6.4. CÁLCULO DE VIDA ÚTIL ESTIMADA PARA LÍNEAS DE FLUJO

.................................................................................................... 81

RESULTADOS ............................................................................................ 82

4.1. DESCRIPCIÓN DE LAS INDICACIONES DE PÉRDIDA DE METAL

......................................................................................................... .82

4.1.1. PÉRDIDA DE METAL EXTERNAS.............................................. 82

4.1.2. PÉRDIDAS DE METAL INTERNAS ............................................ 88

4.1.3. DESCRIPCIÓN DE LAS ABOLLADURAS ................................... 90

4.1.4. DESCRIPCIÓN DE LOS DEFECTOS DE FABRICACIÓN. ......... 91

4.1.5. DESCRIPCIÓN DE LOS OBJETOS METÁLICOS CERCANOS A

LA TUBERÍA ............................................................................... 92

4.1.6. DESCRIPCIÓN DE LAS ANOMALÍAS DE SOLDADURA

CIRCUNFERENCIAL .................................................................. 92

4.1.7. DESCRIPCIÓN DE LAS AÉREAS DE OVALIDAD Y ARRUGAS..

.................................................................................................... 92

4.1.8. DESCRIPCIÓN DE LAS REPARACIONES ANTERIORES ........ 93

4.2. IMPORTANCIA DE LAS INDICACIONES DE PÉRDIDA DE METAL

REPORTADAS .................................................................................. 93

4.2.1. MÉTODOS DE EVALUACIÓN UTILIZADOS .............................. 93

4.2.2. DEFINICIÓN DE LOS CRITERIOS DE INVESTIGACIÓN PARA

PÉRDIDA DE METAL. ................................................................ 94

4.2.3. EVALUACIÓN DE LA PÉRDIDA DE METAL EN FUNCIÓN DE

SUS DIMENSIONES AXIALES ................................................... 95

4.2.4. EVALUACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE METAL EN FUNCIÓN DE

SUS DIMENSIONES CIRCUNFERENCIALES ........................... 96

4.3. IMPORTANCIA DE LAS OTRAS INDICACIONES REPORTADAS . 98

4.3.1. ABOLLADURA ............................................................................ 98

4.3.2. OBJETOS METÁLICOS CERCANOS A LA TUBERÍA .............. 101

4.3.3. REPARACIONES ...................................................................... 102

4.4. ANÁLISIS DE INTEGRIDAD INMEDIATA ...................................... 102

vi

4.5. ANÁLISIS DE RIESGOS ................................................................ 103

4.6. INTEGRIDAD FUTURA EN RELACIÓN AL CRECIMIENTO DE

CORROSIÓN .................................................................................. 106

4.6.1. ESTIMACIÓN DE LAS TASAS DE CRECIMIENTO DE

CORROSIÓN ............................................................................ 106

4.6.1.1. CORROSIÓN EXTERNA ................................................... 106

4.6.1.2. CORROSIÓN INTERNA ..................................................... 109

4.6.2. PROGRAMA DE INVERSIÓN FUTURA .................................... 110

4.6.3. INCERTIDUMBRE EN LA MEDICIÓN ....................................... 110

4.6.4. INTERVALO DE RE INSPECCIÓN ........................................... 112

4.6.5. LISTADO DE INDICACIONES A INVESTIGAR EN LOS

PRÓXIMOS 5 AÑOS ................................................................. 112

4.7. PLAN DE REHABILITACIÓN A 5 AÑOS QUE PERMITA OPERAR

CON SEGURIDAD .......................................................................... 114

4.8. ACCIONES DE REHABILITACIÓN ADICIONALES ....................... 114

4.9. ANÁLISIS DE COSTO – BENEFICIO ............................................. 116

4.9.1. COSTO DEL ESTUDIO TRAMO LIBERTAD - MANTA ............ 116

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES............................................. 121

5.1. CONCLUSIONES ........................................................................... 121

5.2. RECOMENDACIONES ................................................................... 122

vii

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1.1. Características principales de la tubería tramo Libertad-Manta .... 2

Tabla 2.1. Características generales de los poliductos de Petrocomercial .... 7

Tabla 2.2. Entrega (refinería) - recepción (cabecera) de productos destilado

................................................................................................. .8

Tabla 2.3. Características generales del poliducto ...................................... 10

Tabla 2.4. Productos transportados ............................................................. 11

Tabla 2.5. Tramo de bombeo de productos transportados .......................... 13

Tabla 2.6. Precios de los combustibles en terminales ................................. 20

Tabla 3.1. Especificación del ID/OD ............................................................ 55

Tabla 4.1. Indicaciones externas cercanas a la soldadura transversal ........ 87

Tabla 4.2. Abolladuras significativas ........................................................... 98

Tabla 4.3. Abolladuras significativas ......................................................... 102

Tabla 4.4. Tasas de corrosión externas con base a modelos de resistividad

s/ASME B31.8S .................................................................. 107

Tabla 4.5. Costo de la inspección de la tubería tramo libertad-manta ....... 117

Tabla 4.6. Costo total de la inspección de la tubería tramo libertad- manta

170,644 Kilómetros ................................................................. 117

Tabla 4.7. Beneficia Petrocomercial en el bombeo de poliductos ............. 118

viii

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 2.1. Mapa de Poliductos e Instalaciones de Almacenamiento y

Distribución de Derivados de Hidrocarburos de

PETROCOMERCIAL .............................................................. 6

Figura 2.2. Vista panorámica del ducto Libertad – Manta ........................... 10

Figura 2.3. Vista panorámica facilidades de bombeo libertad ..................... 12

Figura 2.4. Unidad de bombeo de poliducto ............................................... 16

Figura 2.5. Concentración del consumo de energía nacional ..................... 19

Figura 2.6. Medidor de espesores de tuberías mediante ultrasonido .......... 21

Figura 2.7. Equipo (pig) de limpieza interior de poliductos .......................... 22

Figura 2.8. Bomba dosificadora (color amarillo) de químico inhibidor de

corrosión ............................................................................... 23

Figura 2.9. Herramienta de flujo magnético empleada en el estudio .......... 24

Figura 2.10. Concentración de pérdidas de metal externas por Pk ............. 25

Figura 2.11. Programa de integridad de ductos .......................................... 27

Figura 2.12. Marco para un programa de la administración de la integridad

de poliductos......................................................................... 28

Figura 2.13. Normas Referenciales para Programas de Integridad de

Tuberías ............................................................................... 31

Figura 2.14. Herramienta de inspección con tecnología de flujo magnético

.............................................................................................. 34

Figura 3.1. Técnicas de fugas de flujo magnético y ultrasonido .................. 36

Figura 3.2. Técnicas de ultrasonido ............................................................ 38

Figura 3.3. Disparo de la Onda Ultrasónica Guiada .................................... 39

Figura 3.4. El instrumento WAVEMAKER ................................................... 40

Figura 3.5. Calibración del instrumento WAVEMAKER .............................. 41

Figura 3.6. Instrumento de inspección tubería de 6” ................................... 50

Figura 3.7. Herramienta de inspección por fuga de flujo magnético ........... 51

ix

Figura 3.8. Especificaciones de la Herramienta de Inspección de 6” .......... 53

Figura 3.9. Fuga de flujo magnético (MFL) ................................................. 59

Figura 3.10. Alta Resolución Adicional (XHR) ............................................. 61

Figura 3.11. Diagrama de trampa de envío ................................................. 65

Figura 3.12. Trampa de envío ..................................................................... 66

Figura 3.13. Diagrama de trampa de recio .................................................. 71

Figura 3.14. Trampa de recibo .................................................................... 72

Figura 4.1. Distribución de las indicaciones de pérdida de metal externas

.............................................................................................. 83


.............................................................................................. 84


y FER. ................................................................................... 85

Figura 4.4. Distribución circunferencial de las indicaciones de pérdida de

metal externas ...................................................................... 86

Figura 4.5. Profundidades de las indicaciones de pérdidas de metal internas

.............................................................................................. 88

Figura 4.6. Factores estimados de reparación de las indicaciones de pérdida

de metal internas .................................................................. 89

Figura 4.7. Distribución de la orientación de las indicaciones de pérdida de

metal internas ....................................................................... 90

Figura 4.8. Distribución de las abolladuras ................................................. 91

Figura 4.9. Posición horaria de los objetos metálicos ................................. 92

Figura 4.10. Grafico de aceptación según las dimensiones de las

indicaciones .......................................................................... 96

Figura 4.11. Grafico de aceptación según las dimensiones circunferenciales

.............................................................................................. 97

Figura 4.12. Abolladuras en la parte superior de la tubería. ..................... 100

Figura 4.13. Abolladuras en la parte superior de la tubería. ..................... 101

Figura 4.14. Mapa de la zona costera entre Libertad y Manta .................. 104

Figura 4.15. Traza del poliducto Libertad – Manta .................................... 105

Figura 4.16. Distribución de Tasas de Corrosión Externa ......................... 108

x

Figura 4.17. Distribución de Tasas de Corrosión Interna .......................... 109

Figura 4.18. Reparaciones para aumentar la vida útil a 5 años. ............... 113

Figura 4.19. Vida remanente de Indicaciones Internas y Externas ........... 113

xi

ÍNDICE DE ECUACIONES

PÁGINA

Ecuación 3.1. Presión máxima permisible de operación ............................ 75

Ecuación 3.2. Factor de Folias ................................................................... 76

Ecuación 3.3. Tiempo de Vida Remanente ................................................ 77

Ecuación 3.4. Espesor nominal de pared ................................................... 78

Ecuación 3.5. Espesor de pared para la presión de diseño ........................ 78

Ecuación 3.6. Esfuerzo permisible aplicable .............................................. 78

Ecuación 3.7. Mínimo espesor para tuberías ............................................. 79

Ecuación 3.8. Velocidad de corrosión ......................................................... 80

Ecuación 3.9. Vida útil estimada ................................................................. 81

xii

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA

ANEXO 1. .................................................................................................. 127

Rascadores para limpieza interna de la tubería

ANEXO 2. .................................................................................................. 128

Tablero de control de scada con la cual se arranca el envió de la herramienta

ANEXO 3. .................................................................................................. 129

Esquema básico de un sistema SCADA

ANEXO 4. .................................................................................................. 130

Mapa de Poliductos e instalaciones de almacenamiento y distribución de

derivados de hidrocarburos de Petrocomercial

ANEXO 5. .................................................................................................. 131

Estación de bombeo cabecera Libertad Petrocomercial

ANEXO 6. .................................................................................................. 132

Escombros removidos por la herramienta chancho inteligente

ANEXO 7. .................................................................................................. 133

Comparación de alcances de detección entre herramientas MFL y

Ultrasonido

ANEXO 8. .................................................................................................. 134

Reporte de la inspección con la herramienta chancho inteligente tabla 9

ANEXO 9. .................................................................................................. 135

Mapa de la zona costera tramo Libertad-Manta

ANEXO 10. ................................................................................................ 136

Trazo del poliducto entre Libertad-Manta

ANEXO 11. ................................................................................................ 137

Plan de excavacion sugerida

ANEXO 12. ................................................................................................ 138

Decripcion del poliducto Libertad-Manta

ANEXO 13. ................................................................................................ 140

Localizacion de soldadura

xiii

ANEXO 14. ................................................................................................ 141

Mano de obra empiezan la excavacion recomendada

ANEXO 15. ................................................................................................ 143

Herramienta de inspeccion MFL

ANEXO 16. ................................................................................................ 144

Mínima tensión de fluencia especificada para tubería de acero usada

comúnmente en sistemas de ductos

xiv

RESUMEN

En la Provincia de Santa Elena esta ubicada la Estación Cabecera La

Libertad, donde se originó el poliducto Libertad - Manta que inició sus

operaciones en el año de 1985. Bordea el perfil costanero de la provincia del

Guayas y parte de Manabí, su longitud es de 170 km y 644 mts, el diámetro

de la tubería es de 6", por éste se transporta Gasolina Extra, Destilado 1 y

Diesel 2, su destino es el Terminal Barbasquillo en Manta.

PETROCOMERCIAL, filial del sistema PETROECUADOR tiene como misión

transportar, almacenar y comercializar productos terminados de los

hidrocarburos para el consumo interno en el país.

En el tramo del Poliducto que inicia desde la Estación Libertad hasta la

Estación Manta; durante varios años de operación, se ha presentado

problemas de corrosión de la tubería, lo cual ha ocasionado derrames de

productos terminados, debido principalmente al deterioro acelerado de la

tubería.

El análisis de integridad física del poliducto consiste en la inspección de la

tubería con tecnología de punta denominada Sonda Inteligente o chancho

inteligente de Registro Continuo, luego del envió de la herramienta

obtenemos datos de abolladuras y desgaste de la tubería por corrosión.

Los objetivos de este proyecto es realizar una limpieza exhaustiva, una

inspección sobre posibles corrosiones a la tubería y un mantenimiento

adecuado para continuar con las operaciones de bombeo y transporte de

combustibles en forma normal en los próximos 5 años. Es importante

recordar que debido al alto grado de salinidad en el Litoral ecuatoriano, los

procesos de corrosión y daño de la tubería se agudizan, por esa razón se

ejecutó este proyecto que precautelará las instalaciones y equipos de la

empresa estatal. De tal manera que al finalizar el proyecto de inspección de

la tubería se obtenga resultados concisos que nos permita diseñar un plan

de mejoramiento de la gestión de este sistema de transporte, a fin de

obtener seguridad y eficiencia en el transporte de los combustibles.

xv

ABSTRACT

The pipeline of La Estación Cabecera “La Libertad” is in Santa Elena

province. In this place the pumping fuel started and it is called Libertad –

Manta that began its operations in 1985. This covered the coastal part of

Guayas province and part of Manabí, its length is 170 km and 644 m, whose

tube diameter is 6 inches. Gasoline extra, distilled 1 and diesel 2 are

transported by this tube. They are left in Barbasquillo Terminal in Manta.

PETROCOMERCIAL as part of PETROECUADOR system has the mission

of transporting, storing and marketing of elaborated products from the

hydrocarbons to be consumed inside the country.

Some problems had been appeared for some many years from La Libertad

Station until Manta Station. These problems of corrosion have caused some

spills of elaborated products due to fast deterioration of these tubes.

The whole physical analysis of the pipeline consists of the inspection of tubes

with high and up dated technology named “intelligent probe” (Magnetic Flux

Leakage), after the shipping of tools, it is gotten data of dents and tube by

corrosion.

The objectives of this project are to do an exhaustive cleanliness, an

inspection about possible corrosions in the tube and an appropriate

maintenance to continue with operations of pumping and transporting of fuels

in a normal way in the next 5 years. It is important to remember that the

Ecuadorian coastal region has a high level of salinity, so the corrosion

processes and the tube damage are worse; for this reason this project was

done to prevent the equipment and installations of the State Enterprise.

When finishing the project of tube inspection, the results must be concise that

let design an improvement plan of management of the transportation system,

with this application it is sure to get security and efficiency in the

transportation of fuels.

INTRODUCCIÓN

1

INTRODUCCIÓN

En la industria petrolera mundial se considera que las infraestructuras de la

tubería se deterioran, debido a múltiples riesgos, entre ellos se pueden

mencionar; riesgos volcánicos, hidrológicos, corrosión, consecuentemente

los programas de la inspección y de mantenimiento deben ser rigurosos a fin

de mantener la integridad y promover su longevidad; sin embargo, la

selección apropiada del sistema y los métodos de gestión deben ser

analizados detalladamente. Las continuas roturas en el poliducto de la

Estación Libertad a Estación Manta, causan derrames de combustibles,

produciendo grandes contaminaciones que afectan el medio ambiente, a la

economía de PETROCOMERCIAL, por las indemnizaciones que debe

reconocer a terceros, que en definitiva afectan la imagen institucional.

Un sistema de manejo racional de la integridad del poliducto, permitirá

minimizar los derrames de los hidrocarburos destilados y evitar las

consecuencias descritas anteriormente. La identificación de los tramos

críticos permitirá actuar oportunamente, a fin de evitar interrupciones en el

proceso de transporte de derivados y la afectación directa al medio

ambiente.

En cumplimiento de las obligaciones asumidas entre Petrocomercial y

Petroenergy, en representación de TD Williamson latinoamericana S.A. de

CV (TDW) para la inspección interna de un sistema de poliductos operados

por Petrocomercial, se presenta en este reporte los resultados del estudio de

integridad de la sección de poliducto Libertad – Manta de 6’’ de diámetro

nominal y 170, 6 km de longitud aproximadamente.

Como parte del sistema Libertad – Manta, la sección de poliducto entre

Libertad y Manta fue construida en 1985 e inspeccionada por TDW en Abril

de 2009.

2

Este análisis describe la evaluación del estado de integridad de esta sección

de tubería en función de los resultados de esta inspección interna y de la

información adicional recopilada y consiste en:

• Un resumen y una descripción de las indicaciones detectadas por la

herramienta de inspección interna.

• Una evaluación de la importancia de las indicaciones de pérdida de

metal y otras anomalías reportadas.

• Una estimación de las tasas de crecimiento de corrosión externa e

interna.

Tabla 1.1. Características principales de la tubería tramo Libertad-Manta

Condición 170,6 km enterrado Norma de fabricación API 5L X42 (42.000 psi) Espesores 0,219”/ 0,280” (5,56 y 7,13 mm) Presión máxima de operación 1.487 psi Presión de prueba hidráulica n. d. Revestimiento Cinta tipo poliken Puesta en operación Año 1.985 Productos Diesel y gasolinas

(Petrocomercial, 2009)

Tomar en consideración que las profundidades de las indicaciones de

pérdida de metal detectadas, y que son utiliza para la confección del

presente análisis de integridad, corresponde a los porcentajes de pérdida de

metales estimados en relación al espesor nominal de la pared de acuerdo

con la máxima profundidad del grupo de imperfecciones identificadas por la

herramienta de inspección, las profundidades así estimadas son calculadas

con base en la fuga de flujo magnético detectada por los sensores del

equipo de inspección.

3

1.1 OBJETIVOS

1.1.1 OBJETIVO GENERAL

Realizar un análisis de integridad de inspección mediante la herramienta

chancho inteligente en poliducto Libertad – Manta de Petrocomercial, la cual

nos ayudará a determinar las causas del deterioro acelerado de la tubería

para luego diseñar un plan de mejoramiento de la gestión de este sistema de

transporte.

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Verificar el estado de la tubería del sistema de transporte (poliducto)

mediante el envió de la herramienta chancho inteligente.

• Evaluar la información obtenida por la herramienta de inspección

chancho inteligente (fuga de flujo magnético).

• Utilizar los resultados de la evaluación del chancho inteligente para

recomendar su investigación y reparación de la tubería del poliducto

tramo Libertad - Manta.

MARCO TEÓRICO

4

MARCO TEÓRICO

2.1. PETROCOMERCIAL

2.1.1. RESEÑA HISTÓRICA

Es una Empresa de Servicios 100% nacional con más de 21 años de

experiencia dedicada principalmente a la venta de combustibles.

“La Empresa de Servicios Petrocomercial inicia su actividad el 13 de

septiembre de 1991, con el trabajo, visión y apoyo de los funcionarios de la

Comercializadora Estatal más importante del país, Petrocomercial

Comercializadora.

Los ingresos que genera la Empresa por la venta de combustible son

destinados a financiar el programa de reactivación económica del Ecuador.

La filosofía de servicio ha llevado a estar siempre a la vanguardia en lo que a

atención al cliente se refiere, por lo que se ha desarrollado una gama de

servicios, que satisface la demanda de control y suministro de combustible.

Petrocomercial ha hecho de ella una organización sólida y altamente

competitiva en el mercado, regida por políticas como son: La atención y

servicio al cliente; la implantación de sistemas operativos altamente

eficientes acorde a las exigencias actuales de seguridad; ecología; imagen y

servicio, lo cual hace una estación altamente productiva, con un fuerte

posicionamiento a nivel nacional.

“Petrocomercial es la filial de Petroecuador, responsable del transporte,

almacenamiento y comercialización de derivados de petróleo en el territorio

nacional. Fundada el 26 de septiembre de 1989.

5

Su misión es abastecer de combustibles al país, dentro de un mercado de

libre competencia y administrar la infraestructura de almacenamiento y

transporte de combustibles del Estado.

2.1.2. OPERACIONES

El transporte de derivados de petróleo, en su mayoría se realiza por los

poliductos de la Empresa Estatal PETROECUADOR a través de su filial

PETROCOMERCIAL y de igual forma se coordina el almacenamiento en sus

terminales, con una programación adecuada para atender los requerimientos

de combustibles de acuerdo con las necesidades de cada zona del país.

Petrocomercial cuenta con una red de poliductos ubicados estratégicamente

e interconectados entre sí, que atraviesan las tres regiones del Ecuador

Continental. Transportan gasolinas, diesel y gas licuado de petróleo (GLP),

desde las Refinerías de Petroindustrial y los terminales marítimos, hasta los

centros de despacho, y de ahí a las comercializadoras.

Son aproximadamente 1.300 kilómetros de poliducto, cuya capacidad de

bombeo, permite transportar alrededor de 6 millones de galones diarios de

combustible, a través de 9 diferentes líneas, que interconectadas entre sí,

abastecen a todos los sectores sociales y productivos del país.

6

Figura 2.1. Mapa de Poliductos e Instalaciones de Almacenamiento y

Distribución de Derivados de Hidrocarburos de PETROCOMERCIAL


Estructuralmente PETROCOMERCIAL se encuentra fraccionada en dos

grandes sectores de comercialización denominados Regional Norte

(encargada de los Poliductos: Shushufindi – Quito y Esmeraldas – Quito –

Ambato) y Regional Sur (encargada de los Poliductos: Santo Domingo –

Pascuales – Libertad. Libertad – Manta. Salitral – Tres Bocas – Fuel Oil y

Tres Bocas – Pascuales) como se muestra en la siguiente tabla 2.1.2

7

Tabla 2.1. Características generales de los poliductos de Petrocomercial

CARACTERÍSTICAS DE LOS POLIDUCTOS

POLIDUCTOS LONGITUD

(Km.)

DIÁMETRO

TUBERÍA

(pulg.)

CAPACIDAD

BOMBEO

(Bls/Día)

ESMERALDS-STO DOMINGO 164,60 16 60.000

STO DOMINGO-BEATERIO 88,00 12 48.000

BEATERIO-AMBATO 113.00 6 12.000

SHUSHUFINDI-BEATERIO 304,80 6-4 10.800

STO DOMINGO-PASCUALES 275,00 10 38.400

LIBERTAD-PASCUALES 128,00 10 21.600

LIBERTAD -MANTA 170,00 6 8.400

TRES BOCAS-PASCUALES 21,00 12 75.000

TRES BOCAS-FUEL OIL 5,50 14 48.000

TRES BOCAS- SALITRAL 5,50 8-6 36.000

TOTAL 1275.4 358.200


2.2. ESTACIÓN CABECERA LA LIBERTAD

La Estación Cabecera La Libertad se encuentra ubicada en el sector de

crucita del Cantón La Libertad tiene un área aproximada de 5 Hectáreas,

esta estación inicio sus operaciones en el mes de agosto de 1990.

En la Estación Cabecera La Libertad, se origina el poliducto Libertad - Manta

que inició sus operaciones en el año de 1990. Bordea el perfil costanero de

la provincia del Guayas y parte de Manabí, su longitud es de 170 km y 644

mts, el diámetro de la tubería es de 6", por éste de transporta Gasolina

Extra, Destilado 1 y Diesel 2, su destino es el Terminal Barbasquillo en

Manta. De esta cabecera también nace el poliducto Libertad - Pascuales que

entró en funcionamiento en 1991, su extensión es 126 km y 627 mts, el

diámetro de la tubería es de 10" por el cual se transporta Gasolina Extra,

Base, Destilado 1, Diesel 2 y Jet A1 hasta el Terminal de Pascuales.

8

2.2.1. INSTALACIONES DE LA ESTACIÓN CABECERA LA LIB ERTAD

Estas instalaciones fueron desarrolladas para almacenar y transportar

productos limpios vía poliductos hacia el terminal Pascuales y al terminal de

Manta. Adicionalmente comercializa gasolina para pesca artesanal.

Propiciando el desarrollo industrial de la región sur del país.

2.2.2. OPERACIONES DE LA ESTACIÓN CABECERA LA LIBER TAD

• Recibir productos ya destilados de la refinería para la

comercialización.

• Fiscalizar los poliductos almacenados en los tanques.

• Transferir desde la estación cabecera “La Libertad” hacia los

terminales de Pascuales, Manta, y tres bocas.

Tabla 2.2. Entrega (refinería) - recepción (cabecera) de productos destilado

POLIDUCTO LIBERTAD-PASCUALES-MANTA BALANCE MENSUAL / SEPTIEMBRE DEL 2009

ENTREGA (REFINERÍA) - RECEPCIÓN (CABECERA)

PRODUCTO TOTAL TRANSFERIDO TOTAL RECIBIDO DIFERENCI A

BLS GLNS BLS GLNS BLS GLNS % GASOLINA EXTRA 94.446 3.966.732 94.588 3.972.703 142 5.971 0,15 GASOLINA BASE 74.005 3.108.210 74.098 3.112.120 93 3910 0,13 DIESEL OIL 253.273 10.637.466 253.499 10.646.960 226 9.494 0,09 DESTILADO 1 9.709 407.778 9.743 409.205 34 1427 0,35 JET FUEL 54.967 2.308.614 54.989 2.309.557 22 943 0,04

T O T A L 486.4 20.428.800 486.917 20.450.545 248 16.408 0,76


9

2.3. CONDICIONES ACTUALES DE BOMBEO

La Cabecera La Libertad recibe productos limpios transferidos desde la

Refinería de La Libertad, y desde allí se bombea estos productos hacia los

Terminales de Pascuales y Manta.

2.3.1. POLIDUCTO LIBERTAD - MANTA - PASCUALES

El Poliducto Libertad – Pascuales tiene una tubería de 10” de diámetro con

una longitud de 126,627 Km y tiene un volumen empaquetado de 42.042 bls,

la tubería se encuentra enterrada en toda su extensión. Transporta los

siguientes combustibles:

• Gasolina Súper

• Nafta

• Diesel

• Destilado 1

• Jet Fuel

La operación hacia el terminal Pascuales se lo realiza con 2 bombas

principales, la B-304 Y B-305 las que trabajan alternativamente, el caudal

promedio es de 700 BPH con una presión de salida de 400 PSI. Tiene 5

válvulas de compuerta o bloqueo en varios sectores las que podrían cerrarse

de acuerdo a las necesidades operativas; además 5 válvulas de retención.

Se envía producto al terminal Pascuales a una tasa de 283.000 barriles por

mes.

10

Figura 2.2. Vista panorámica del ducto Libertad – Manta


Tabla 2.3. Características generales del poliducto

Poliducto Longitud

(Km)

Diámetro

tubería

(pulg)

Capacidad

bombeo

(bls/día)

Volumen

empaq.

Línea

(bls)

Caudal

máximo

(bls/hora)

Libertad -

Manta

170 + 644 6” 7.200 21.042 280-300

Libertad -

Pascuales

126 + 627 10” 17.040 42.402 710-680


11

Tabla 2.4. Productos transportados

Poliducto Extensión

(km)

Diámetro

(pulg)

Transporte

(bls/día)

Productos

Libertad -

Manta

170 + 644 6” 7.200 GASOLINA EXTRA,

DESTILADO1, DIESEL

2.

Libertad -

Pascuales

126 + 627 10” 17.040 GASOLINA EXTRA,

NAFTA BASE,

DESTILADO1,

DIESEL 2, JET A1.


2.3.2. GRUPOS DE BOMBEO

Grupo 1. Diesel, destilado BOMBA Marca: GUINARD Cabezal, pies: 195

Caudal, gpm: 817 MOTOR Marca: SCHORCH Potencia, Kw: 43 Velocidad,

rpm: 3575 Tensión, Voltios: 480

Grupo 2. Gas. Extra, Gas. Base BOMBA Marca: GUINARD Cabezal, pies:

302 Caudal, gpm: 1.333 MOTOR Marca: SCHORCH Potencia, Kw: 92

Velocidad, rpm: 3590 Tensión, Voltios: 480

Grupo 3. Jet A 1 BOMBA Marca: GUINARD Cabezal, pies: 138 Caudal,

gpm: 311 MOTOR Marca: SCHORCH Potencia, Kw: 15 Velocidad, rpm:

3540 Tensión, Voltios

12

Figura 2.3. Vista panorámica facilidades de bombeo libertad


2.3.2.1. Libertad-Pascuales

2 Grupos de bombeo principales eléctricos de 560 HP cada uno (Bombas

Byron Jackson de 583 gpm, Motores Siemens); 2 grupos de bombeo booster

eléctricos de 40 HP, 1755 rpm, (Bomba Byron Jackson de 583 gpm, Motor

Acec)

2.3.2.2. Libertad-Manta

2 Grupos de bombeo principales eléctricos de 450 HP cada uno; (Bombas

United de 318 gpm, Motores Siemens); 2 grupos de bombeo booster

eléctricos de 30 HP, 1755 rpm); (Bomba Byron Jackson de 318 gpm, Motor

Acec)

13

2.4. LIMITANTES POR CORROSIÓN INTERNA

El poliducto Libertad-Manta, desde su construcción (año 1990) registra la

existencia de un problema de corrosión interior e externo, causado

principalmente por contaminantes corrosivos presentes en los derivados de

los hidrocarburos líquidos procesados en la refinería Libertad, tales como

agua en forma emulsionada, CO2 (Oxido de carbono) S2H (gas sulfhídrico),

estos últimos, mezclados con el agua generan ácidos sumamente

corrosivos; además se ha detectado la presencia de bacterias sulfo-

reductoras que generan el tipo de corrosión denominado bacterial.

Cabe destacar que el proceso corrosivo, se ha desarrollado

fundamentalmente en el cuadrante inferior del poliducto, en donde, durante

las paradas de operación, se separa y acumula el agua que en forma de

trazas (pequeñas partículas) se encuentra presente en los hidrocarburos.

La presencia del óxido de hierro (producto del proceso de corrosión interna)

dentro del poliducto ratifica el deterioro progresivo de la estructura, esto

queda demostrado al evaluar el informe de resultados al análisis químico de

los sedimentos recuperados en una corrida de limpieza interior realizada.

Tabla 2.5. Tramo de bombeo de productos transportados

Tramos Long.

(km)

Diámetro

(pulg)

Espesor

(mm)

Volumen

Empaquetado

(bls)

Caudal

máximo

(bls/hora)

PRODUCTOS

QUE

TRANSPORTA

Tramo 1

Tramo 2

Tramo 3

2,2

2,2

2,2

8

8

6

6,35

6,35

6,35

495

495

290

1.050

1.550

420

DIESEL 2 –

DESTILADO

GAS. EXTRA –

NAFTA BASE

JET A1


14

La corrosión del metal desgasta y debilita la pared de la tubería, lo que

obliga a disminuir las máximas presiones de operación de la tubería

(MAOP), reduciendo significativamente el caudal de bombeo en relación a la

capacidad de diseño.

2.4.1. DESCRIPCIÓN DE LA ESTACIÓN REDUCTORA PASCUAL ES

Específicamente, La estación Reductora recibe su nombre de las válvulas

que cumplen la función de estrangular el fluido con la finalidad de regular la

presión con la que llega el mismo.

La válvula reguladora o reductora instalada para el Poliducto Tres Bocas –

Pascuales es del tipo Bola. Posee un indicador de apertura en porcentaje

con lo que se verifica la constricción que esta genera.

La estación reductora recibe productos provenientes de tres poliductos:

• Poliducto Santo Domingo- Pascuales

• Poliducto Libertad - Pascuales

• Poliducto Tres Bocas Pascuales

Además la Estación Reductora realiza las operaciones de filtrado de Jet-Fuel

y mezcla de nafta de alto octanaje (de importación) y nafta de bajo octanaje

(proveniente de REE) para 46 preparar gasolina extra, según las

especificaciones que brinde el laboratorio de calidad. Posee tableros de

control para el control en la recepción de producto y servicios auxiliares de

iluminación.

15

2.4.2. MANTENIMIENTO DE LÍNEA DEL POLIDUCTO

Mantenimiento del derecho de vía y de la infraestructura contenida dentro de

este derecho. Reparaciones de las afectaciones a la tubería del Poliducto

Regulación y control de infraestructuras externas que amenacen la

integridad de la tubería. Mantenimiento de las vías de acceso al derecho de

vía del Poliducto.

2.4.3. MANTENIMIENTO ELECTROMECÁNICO

Programación y ejecución del mantenimiento predictivo y correctivo de los

equipos eléctricos y mecánicos Reposición de equipos Compra de repuestos

2.5. RELACIÓN CON LA CAPACIDAD DE DISEÑO

De acuerdo a la información registrada en la tabla No. 2.3.1, el tramo

Libertad-Manta, fue diseñado para un caudal de 280-300 BH (barriles/hora),

en la actualidad se trabaja a un caudal máximo de 320 BH.

Capacidad de diseño: 300 BH

Capacidad de bombeo actual: 320 BH

Reducción por corrosión: 42 %

En el tramo Libertad-Manta, la capacidad de bombeo actual, corresponde a

la capacidad de diseño original.

16

Figura 2.4. Unidad de bombeo de poliducto


2.6. COSTOS POR LIMITANTES DE OPERACIÓN

2.6.1. MERCADO NACIONAL

El mercado nacional se divide en los siguientes sectores: doméstico,

transporte, industrial, residencial, comercial y servicios.

Según el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, la demanda

doméstica se compone principalmente de derivados de petróleo 79%,

electricidad 13%, biomasa - leña, bagazo y otros - 5%, y el restante 3%

productos no energéticos como carburantes y otros. Desde una perspectiva

sectorial la demanda doméstica nacional se concentra en los sectores

transporte 54%, industria 22% y residencial 20%, el faltante 4% corresponde

a los sectores comerciales y servicios.

17

Es importante destacar que el sector transporte es el mayor consumidor de

energía en el país, pues representa el 54% del consumo final total, aunque

solamente participa con un 10% en la generación del PIB a escala nacional.

La Gerencia de Transporte y Almacenamiento distribuye tres tipos de

derivados del petróleo. Los básicos, o de consumo masivo, (gasolinas,

diesel, gas) que por su fácil combustión son de gran demanda y se

expenden a través de estaciones de servicio y de manera directa para el

consumo eléctrico e industrial, los especiales, son productos que se

entregan a clientes específicos; y, los residuos, que resultan del proceso de

refinación y tienen demanda en la industria eléctrica principalmente.

Los derivados especiales y residuos se expenden desde los centros de

despacho de la gerencia, ubicados en las Refinerías Esmeraldas y La

Libertad, y en los terminales Pascuales y El Beaterio.

A continuación se presentan los usos de cada tipo de derivado según su

clasificación,

Básicos

Gasolina Súper 92 octanos Automotriz

Gasolina Extra 81 octanos Automotriz

Diesel Oil 1 Transporte terrestre, industria

Diesel 2 Eléctrico, industria

Nafta base Industria hidrocarburífera.

Fuel Oil Eléctrico y naviero

Especiales

Gasolina 100/130 octanos Transporte aéreo

Jet fuel A-1 Transporte aéreo

Jet fuel JP-4 Transporte aéreo

18

Diesel Marino pesquero

Avgas Transporte aéreo

Residuos

Spray Oil Industria de Pinturas

Mineral turpentine Agrícola (fumigación

Solvente 1 Industria de pinturas

Asfaltos AP-3 Obras públicas

RC-250 y oxidado Obras públicas

Azufre Industria agrícola.

Gas licuado de petróleo Industrial, residencial

Actualmente se alcanza a producir el 86% de la oferta energética total; este

porcentaje incluye la mezcla de naftas -, y está concentrada en un 96% en

petróleo crudo y gas natural, quedando las energías renovables

(hidroelectricidad y biomasa) relegadas a un 4% de la producción nacional.

El segundo componente de la oferta energética, las importaciones – que son

el 14% restante de la oferta–, corresponden en más del 90% a derivados de

petróleo (GLP, diesel, nafta de alto octano y otros), además, dependiendo de

las circunstancias se importa electricidad y otros productos no energéticos

(lubricantes, etc.).

19

Figura 2.5. Concentración del consumo de energía nacional


Con esto se demuestran las necesidades de mejorar las condiciones que se

involucran en la comercialización y distribución de combustibles para no

hacer sufrir el aparato económico nacional, incluidos todos sus sectores;

doméstico, transporte, industrial, residencial, comercial y servicios; hasta

que, se diversifiquen las fuentes de energía del país.

2.6.2. PRECIOS Y SUBSIDIOS

De acuerdo al art. 72 de la Ley de Hidrocarburos, aprobada en julio del 2010,

el Presidente de la República tiene la potestad de determinar el precio de

venta al consumidor de los derivados de los hidrocarburos.

Como dice la Dirección nacional de hidrocarburos. “Normas, procedimientos

y límites Permisibles”. Desde el 2000, los gobiernos de turno realizaban

ajustes a estos precios a comienzos de cada año, luego de lo cual el precio

permanecía temporalmente fijo hasta el siguiente año, cuando se lo volvía a

incrementar de acuerdo a la tendencia de los precios internacionales y a las

necesidades fiscales.

20

En 2005, se realizó el último ajuste al precio de venta interna de los

derivados de petróleo y desde esa fecha se mantienen congelados.

Tabla 2.6. Precios de los combustibles en terminales

Productos Precios (USD/Glns)

Gasolina Extra 1,309

Gasolina Súper 1,68

Diesel 2 0,901

Diesel Premium 0,901

GLP doméstico 0,10


Esto, mientras desde 2003 el precio internacional se incrementó

considerablemente: el WTI pasó de $ 31,1 por barril, en 2003, a $ 99,3 en

2008. Al estar congelados los precios internos el monto de subsidio se ha

incrementado considerablemente, lo que representa pérdida de recursos que

el Estado podría destinar a otros usos.

La importación de combustibles alcanza el 17% del gasto anual del Estado.

Esto significa, que de los USD 24.000 millones que se destinan al

presupuesto, más de USD 4.100 millones corresponden a subsidios, cifras

correspondientes al año 2011. Este rubro ha representado en promedio un

3,4% del Producto Interno Bruto (PIB) ecuatoriano.

21

2.7. MANTENIMIENTO PREDICTIVO, PREVENTIVO Y

CORRECTIVO REALIZADO

2.7.1. MANTENIMIENTO PREDICTIVO

Consiste en evaluar en base al medio en que se encuentra inmerso el

poliducto (características físico-químicas de los hidrocarburos, tipo de suelo,

humedad, etc.) a tomar las medidas que permitan mitigar los efectos a futuro

sobre la estructura.

Figura 2.6. Medidor de espesores de tuberías mediante ultrasonido


La práctica más recomendada para esta fase del mantenimiento es la

inspección interna de la tubería mediante sondas, equipadas con tecnología

ultrasónica o magnética.

22

También se logra evaluar las tuberías externamente utilizando técnicas de

ensayos no destructivos como radiografía industrial y con equipos de

ultrasonido similar. Este monitoreo se realiza permanentemente y se

encuentra a cargo de la Unidad de Inspección Técnica, como se observa en

el reporte de medición de espesores en el tramo Libertad-Manta.

La Sonda Inteligente de Información estos equipos son provisionales q se les

envía cada 90 días en tramo de estación Libertad – Manta. Ver la figura

siguiente.

Figura 2.7. Equipo (pig) de limpieza interior de poliductos

(TIXI, Javier. 2009)

2.7.2. MANTENIMIENTO PREVENTIVO Y CORRECTIVO

Se refiere a las técnicas aplicadas y medidas encaminadas a corregir

condiciones inseguras que se detectan durante las inspecciones de rutina, o

que ayudan a minimizar los efectos negativos sobre el poliducto, las

principales actividades son:

23

• Cambio de tubería fuera de especificación (con disminución de

espesores), generalmente a tramos de tubería que son afectadas por el

proceso de corrosión interior.

• Mantenimiento del derecho de vía; desbroce de maleza y control de

asentamientos humanos o uso indebido del suelo por parte de terceros.

• Construcción de drenajes en el derecho de vía, esta medida ayuda a

evitar los deslaves.

• Obras de estabilización de taludes, la deforestación de los terrenos

aledaños al derecho de vía, desestabilizan taludes.

• Aplicación y mantenimiento de revestimientos (cintas, pintura) que

protegen al ducto de la corrosión exterior.

• Protección catódica (control de la corrosión, exterior);

complementariamente a la medida anterior, en este poliducto se dispone

de un sistema de protección catódica integrado por 6 equipos

rectificadores instalados en Esmeraldas, Quinindé, La Concordia, Santo

Domingo, Faisanes y Beaterio.

• Inyección de inhibidores de corrosión, para el efecto se dispone de tres

bombas dosificadoras, una instalada en la estación de Esmeraldas y dos

en la estación Santo Domingo, que cubren los tramos Santo Domingo-

Quito y Santo Domingo – Pascuales, respectivamente.

Figura 2.8. Bomba dosificadora (color amarillo) de químico inhibidor de

corrosión


24

2.7.3. INSPECCIONES REALIZADAS, TRAMO LIBERTAD-MANT A-

PASCUALES

Mediante contrato N° 2008929, firmado en diciembre del 2008 entre

PETROCOMERCIAL y PETROENERGY, en representación de

T.D.Williamson - Latinoamericana SA de CV (TDW), esta empresa

presentaron los resultados del estudio completo de integridad de los

Poliductos Libertad-Manta, Libertad-Pascuales y Tres Bocas-Pascuales.

Fue inspeccionado en abril del 2009, mediante una herramienta de fuga de

flujo magnético.

Figura 2.9. Herramienta de flujo magnético empleada en el estudio

(T.D.Williamson, 2009)

La inspección interna detectó 3.329 anomalías:

• 3.218 indicaciones de pérdida de metal externa.

• 111 indicaciones de pérdida de metal interna.

25

Al finalizar este estudio se realizó el plan de excavaciones presentado por la

empresa Petroenergy, con esta planificación se procura verificar el estado de

la tubería y realizar los correctivos a tiempo para alargar la utilidad de la

misma, considerando que esta se encuentra en un área sensible

ambientalmente y de igual forma de alta densidad poblacional.

2.7.4. DESCRIPCIÓN DE LAS INDICACIONES DE PÉRDIDA D E METAL

De las 3.218 indicaciones de pérdida de metal externa se encontraron 3 con

una profundidad del 80% a los 580, 602 y 638 metros de línea, los que

corresponden al tramo de cruce de la perimetral. Estos 3 puntos en el plan

de excavaciones presentaron un factor de reparación estimado de 0,863

(MPO/PS) (Máxima Presión de Operación, 550 psi / Presión Segura de

acuerdo con la ASME B31G, 580 psi), lo que determina una investigación

inmediata.

Figura 2.10. Concentración de pérdidas de metal externas por Pk


El mes de Enero del 2010 se realizó la excavación y descubrimiento del tubo

en el sector del cruce de la perimetral, confirmando los resultados

26

presentados por el estudio de integridad. Las pérdidas de metal son

atribuidas a excavaciones realizadas sin precaución en las cercanías del

poliducto.

Esta es la razón por la cual la empresa TD Williamson estableció la máxima

presión de operación (MPO) en 550 psi. Buscando resolver este problema,

se instaló una tubería de las mismas características para reemplazar el

tramo del poliducto que se encuentra corroído, pero aún no se ha realizado

el empate, debido a que esta intervención implica tareas de corte, vaciado y

soldadura correspondiendo suspender las operaciones del poliducto. Esta

situación coloca a la estación en una encrucijada debido a que se debe

cumplir con la planificación y normal abastecimiento de la terminal

Pascuales.

La empresa prevé que realizando el empate del poliducto con la tubería

nueva la presión de operación fácilmente podría superar los 1250 psi,

condición que mejora el panorama de repotenciación.

El desgaste interno del ducto a pesar de sus años de servicio no es

considerable, no hay que olvidar que los combustibles líquidos son derivados

del petróleo, por lo que poseen una propiedad lubricante que ha permitido el

mantenimiento del acero, incluyendo la corrosión debida a las trazas de

azufre y agua que podrían acarrear los mismos en su transporte no ha sido

significativa.

2.8. PROGRAMA DE INTEGRIDAD DE TUBERÍAS

Todas las líneas de flujo o tuberías que transporten hidrocarburos a cargo de

PETROCOMERCIAL, necesitan un sistema de manejo de la integridad del

ducto, debidamente aprobado por la DINAPA (Dirección Nacional de

Protección Ambiental), como requisito previo a que la DNH (Dirección

27

Nacional de Hidrocarburos) conceda o renueve el permiso de operación de

los ductos.

La creación de un documento único y detallado es el que abarca todos los

aspectos descritos anteriormente que conforman el 'sistema'. Se considera

que el desarrollo del programa de la gerencia de la integridad producirá las

ventajas para nuestra empresa de cuatro maneras.

• Gerencia mejorada del activo fijo

• Compartir costos de trabajo

• Costos de la movilización y reducción de pérdidas del volumen

• Riesgo reducido de conflictos.

Un programa integridad de tuberías se puede resumir y graficar de la

siguiente manera:

Figura 2.11. Programa de integridad de ductos


28

2.8.1. MARCO PARA UN PROGRAMA DE ADMINISTRACIÓN DE

INTEGRIDAD (API-1160)

Aunque todos los sistemas de la tubería tienen diseñados planes y

características de operación que son únicos a cada sistema individual, un

efectivo sistema de administración integral de tuberías debe tener un

fundamento sólido que comprende elementos importantes. El gráfico

siguiente describe un programa que considera los elementos importantes

según la norma API 1160.

Figura 2.12. Marco para un programa de la administración de la integridad

de poliductos


Identificación de impactos potenciales en

la tubería para HCAs

Recopilación inicial de datos, revisión e integración

Valoración del riesgo inicial

Plan de desarrollo de lineamientos base

Realización de inspección y/o mitigación

Evaluación del Programa

Revaloración del riesgo

Revisar el plan de inspección y mitigación

Actualización, integración y revisión de datos

Cambio de Administración

29

2.8.2. REQUISITOS PARA EL PLAN DE LA ADMINISTRACIÓN DE LA

INTEGRIDAD

El plan debe contener:

• Un proceso para identificar los segmentos de la tubería que

podrían afectar áreas de alta consecuencia (HCA).

• Un plan de evaluación de referencia preliminar ('línea base')

• Un análisis que integre toda la información disponible acerca de la

integridad de toda la tubería y las consecuencias de una falla.

• Criterios para definir reparaciones para enfrentar problemas de

integridad que surjan de los métodos de evaluación y del análisis

de la información.

• Un continuo proceso de valoración y evaluación para mantener la

integridad de la tubería.

• La identificación de medidas preventivas y de mitigación para

proteger las áreas de alta consecuencia.

2.8.3. MÉTODOS PARA MEDIR LA EFECTIVIDAD DEL PROGRA MA

Un proceso de revisión de los resultados del la evaluación de la integridad y

del análisis de la información realizado por una persona calificada.

2.8.4. EVALUACIÓN DE REFERENCIA PRELIMINAR

La evaluación de referencia preliminar debe incluir la identificación de todos

los segmentos de la tubería que puedan afectar una HCA, métodos para

evaluar la integridad, un programa de evaluaciones de la integridad, y una

explicación de todos los factores de riesgo.

30

Luego de esta valoración, se requiere un análisis de riesgo para cualquier

segmento que afecte un área de alta consecuencia.

Nótese que los "pigs" inteligentes no se consideran adecuados para tuberías

ERW o para tubos tipo ‘lap welded' (con soldadura tipo traslapo) con

antecedentes de falla.

2.8.4.1. La primera evaluación de Integridad de una Tubería

La evaluación

Incluye a todas las acciones que deben llevarse a cabo para determinar la

condición de la tubería y para hacer reparaciones si las condiciones lo

ameritan. Esto incluye inspecciones internas y pruebas hidrostáticas o la

utilización de otra tecnología que ofrezca una noción equivalente sobre la

condición de la línea y de la evaluación, la excavación y la reparación

resultante.

Un plan documentado para realizar las evaluaciones de referencia

preliminar, necesarias para asegurar la integridad de cada tramo de la

tubería que podría afectar un área de alta consecuencia; debe incluir:

• Identificación de todos los tramos de la tubería que puedan afectar

un área de alta consecuencia.

• El método o métodos de evaluación de la integridad que se planea

usar en cada segmento identificado de la tubería.

• Un programa para la evaluación de cada segmento identificado·

• Una explicación de las bases técnicas del método (s) de

evaluación de la integridad seleccionado (s) y los factores de

riesgo utilizados en la programación de las evaluaciones.

31

2.8.5. ESTÁNDARES PARA LA ADMINISTRACIÓN DE LA INTE GRIDAD

MECÁNICA DE DUCTOS

Existen dos documentos publicados que proporcionan guías sobre la

Administración de la Integridad de Tuberías:

• Líquidos: API 1160

• Gases Suplemento S de ASME B31.8

Los dos requieren un "programa" detallado para la administración de la

integridad que incluya un "plan" para la administración de la integridad.

Figura 2.13. Normas Referenciales para Programas de Integridad de

Tuberías


2.8.6. LOS PROGRAMAS PARA LA ADMINISTRACIÓN DE LA

INTEGRIDAD DE ACUERDO A LA NORMA API 1160

La entidad que controla la seguridad de las tuberías requiere que los

operadores de tuberías en área de mayor importancia cuenten con un

programa para la administración de la integridad que valore y evalúe

continuamente la integridad de esas tuberías.

32

EI API (American Petroleum Institute) produjo un estándar sobre la

administración de la integridad de tuberías basado en la experiencia y las

buenas prácticas en la industria.

Este estándar intenta ofrecer una base para que los planteamientos de una

compañía satisfagan la nueva reglamentación (CFR 195.452) del

Departamento de transporte de los EE UU. Esta iniciativa se denomina

“Managing System Integríty for Hazardous Liquid Lines" (Administración de

la integridad en líneas de transporte de líquidos peligrosos), 1st Ed.,

ANSI/ASME Standard 1160-2001.

Un programa para la administración de la Integridad:

• Identifica y analiza los eventos que podrían provocar una falla.

• Examina la probabilidad y las consecuencias de incidentes

potenciales en tuberías.

• Examina y compara todos los riesgos.

• Provee un marco que permita seleccionar e implementar medidas

para la mitigación del riesgo.

• Establece el rendimiento y le da seguimiento con el objetivo de

mejorar.

2.9. INSPECCIÓN DIRECTA INTERIOR

La valoración o inspección directa interior es una metodología que permite

conocer el estado de las tuberías de ductos a partir de la información que

entregan diferentes tecnologías. Podemos hacer con herramientas

inteligentes, las cuales han tenido una importante evolución en la medida en

que ha evolucionado el computador. Podemos detectar con precisión los

defectos presentados a lo largo de toda la tubería, así podemos disponer de

la información real de defectos en la superficie interior y en la cara externa.

33

2.9.1. HERRAMIENTAS INTELIGENTES

El marrano inteligente es una herramienta que proporciona un panorama de

la pérdida de metal y otras anomalías en todo el recorrido de la tubería. Las

características de pérdida de metal son procesadas y analizadas en detalle

en un post proceso efectuado con la ayuda del software.

Para la evaluación directa interior existe herramientas con tecnología de flujo

magnético y de ultrasonido, estos equipos son operados por empresas

especializadas, son las empresas que han desarrollado la tecnología,

generalmente presentan el servicio de inspección, pero en ningún caso

venden la herramienta.

2.9.2. HERRAMIENTAS DE FLUJO MAGNÉTICO

Flujo magnético, llamado también Magescan, MFL o de alta resolución.

Estas herramientas que utilizan flujo magnético generalmente presentan dos

sectores de anillos con sensores. La figura muestra un esquema del

Magescan. En la parte delantera, contiene dos ruedas cada una con

magnetos calibrados para desarrollar un campo magnético y en el centro de

las dos ruedas se instalan los sensores que detectan las pérdidas de

magnetismo producidas en la superficie externa.

Este sector es el encargado de detectar defectos externos en la tubería. En

el centro de la herramienta, se encuentran otras dos ruedas con magnetos

calibrados para generar un campo magnético en el interior de la tubería.

También existe en el centro una cantidad importante de sensores que

permiten detectar los defectos internos en la tubería.

En la parte posterior del equipo existe una herramienta de posicionamiento

con GPS sub-métrico con la cual se puede referenciar el paso de la

34

herramienta. Complementariamente, externamente se deben instalar

marcadores que permiten referenciar los defectos.

Figura 2.14. Herramienta de inspección con tecnología de flujo magnético

(Pespen Group Ltd., 2009)

2.9.3. HERRAMIENTAS ULTRASÓNICAS

Los pigs inteligentes que utilizan ultrasonido, contienen un solo sector

palpadores emisor-receptor de baja frecuencia. Estos sensores ayudan a

detectar el perfil de defectos en todo el espesor de la tubería. Esta

tecnología es de alta resolución. La forma de reportar los defectos es similar

a la utilizada en las herramientas Magescan (flujo magnético).

2.9.4. INSPECCIÓN NO PIG

Este método de inspección de tuberías enterradas se utiliza en donde no se

puede lanzar marranos inteligentes. Trabaja con ultrasonido de alta y baja

frecuencia. Se requiere hacer dos excavaciones a 500 metros, en donde se

instalan dos equipos transductores no estándar de frecuencia. Esta

tecnología usa el efecto de piel, basada en un flujo de corriente de alta y

baja frecuencia que se hace pasar a través del espesor de la pared.

35

Un sistema inteligente es llevado al campo para recibir las señales de

ultrasonido que son tomadas por un equipo portátil que contiene un sistema

GPS sub-métrico.

Un reporte diario que contiene los defectos encontrados se entrega

conforme el avance de la inspección. Se puede inspeccionar hasta 3 Km. por

día, dependiendo principalmente del estado del derecho de vía.

Una comparación con el estándar ANSI B. 31G es entregado a fin de definir

el reporte de reparaciones.

2.9.5. INSPECCIÓN ROBÓTICA

Se encuentra en proceso de desarrollo una herramienta robótica equipada

con tecnología ultrasónica y equipada con sistema de video cámara y

software de interpretación de imágenes.

2.10. INSPECCIÓN DIRECTA EXTERIOR

La inspección directa exterior se la puede realizar mediante técnicas de

ensayos no-destructivos como: medición de espesores mediante ultrasonido,

radiografía industrial, tintas penetrantes, partículas magnéticas,

complementada con la inspección visual.

METODOLOGÍA

36

METODOLOGÍA

3.1. TÉCNICAS DE INSPECCIÓN CON HERRAMIENTAS

INTELIGENTES

3.1.1. TÉCNICA DE FUGAS DE FLUJO MAGNÉTICO

La inspección se complementa con las técnicas de Fugas de Flujo

Magnético y Ultrasonido que se aplicarán cuando el inspector OUG Nivel II

detecte una indicación relevante generada por el estudio de la Onda

Ultrasónica Guiada.

Para realizar esta comprobación en caso de tubería enterrada, forrada ó

aislada se deberá elaborar un acceso directo a la tubería al cual se le

llamará “Punto de Verificación”.

Figura 3.1. Técnicas de fugas de flujo magnético y ultrasonido


37

Los estudios de Fugas de Flujo Magnético nos proporcionaran la

confirmación y resultado encontrado de las indicaciones relevantes.

La técnica de Fugas de Flujo Magnético también se utilizará para

inspeccionar la “Zona Muerta” la cual no es cubierta por la Onda Ultrasónica

Guiada, que es el área cercana y donde se instala el anillo transductor.

El instrumento de Fugas de Flujo Magnético es el PIPESCAN. El magneto

del PIPESCAN es de material Ion Boro Neodimio, tecnología de última

generación con potencia suficiente para poder detectar a través de

recubrimientos no magnéticos de hasta 6 mm de espesor.

Su diseño permite recorridos tanto longitudinales como transversales en

diámetros de 2” y hasta 96”. El instrumento consta de 8 cabezas

scaneadoras y un modulo electrónico con alarmas visual y audible para la

detección de la corrosión aleatoria. Se ofrecen dos operadores del

instrumento y ambos cuentan con Nivel II certificados por el fabricante.

3.1.2. TÉCNICA ULTRASONIDO

Se aplicará Ultrasonido puntual con haz recto para la toma de las

mediciones de los espesores, tanto en los “Puntos de Inspección” como en

los “Puntos de Verificación”. El operador del instrumento cuenta con Nivel II

en Ultrasonido.

38

Figura 3.2. Técnicas de ultrasonido


3.1.3. TÉCNICA DE LA ONDA ULTRASÓNICA GUIADA

La Técnica de la Onda Ultrasónica Guiada consiste de un disparo

Ultrasónico con Ondas Longitudinales y Torsionales generado por el

instrumento WAVEMAKER, para cubrir la totalidad del 100% del área de la

tubería y así detectar la corrosión aleatoria, con una sensibilidad de al

menos entre el 5 al 10% de pérdida del espesor por corrosión de la tubería y

con una precisión típica de localización de +/- 25 cm.

Esta técnica fue diseñada para aplicarse en tuberías enterradas o cubiertas

con forro y/o aislamiento, o simplemente aéreas pintadas y sin necesidad de

sacarlas de operación.

Se requiere para realizar el “Disparo” de la Onda Ultrasónica Guiada, tener

acceso en forma directa a la tubería, al que se llamará “Punto de Inspección”

donde se requiere un mínimo de entre 30 a 50 cm de tubería donde será

indispensable retirar cualquier tipo de aislamiento y/o recubrimiento para

instalar el anillo transductor.

39

Figura 3.3. Disparo de la Onda Ultrasónica Guiada


El alcance de la Onda Ultrasónica Guiada en cada disparo, varía de acuerdo

a la transmisión de esta a través del cuerpo de la tubería que se está

inspeccionando, se estima que se puede cubrir para tuberías enterradas y

con forro, de un solo disparo desde 10 metros y hasta 30 metros de cada

lado del anillo, por lo que se programarían la fabricación de los “Puntos de

Inspección” cada 20 a 60 metros como mínimo a lo largo de la línea

enterrada.

Para las líneas aéreas se estima tener un alcance mayor que puede ser

desde los 20 metros y hasta 50 metros por cada lado del anillo, por lo que

las distancias entre los “Puntos de Inspección” serán mayores, es decir de

entre 60 a 80 metros aproximadamente.

40

Figura 3.4. El instrumento WAVEMAKER


El instrumento que se utilizará será el WAVEMAKER que tiene la capacidad

de operar con el rango de frecuencia desde los 10,000 Hz hasta los 150,000

Hz. Mientras mayor sea el rango de frecuencia del instrumento, mayor será

la posibilidad de encontrar una frecuencia adecuada que se propague a

mayor distancia y con mejor cobertura a través del cuerpo del tubo. El

WAVEMAKER tiene la capacidad de combinar transductores tanto de baja

frecuencia como de alta frecuencia para garantizar así la obtención de los

resultados más óptimos.

Los diámetros a inspeccionar podrán ser desde 2” hasta 52” y los espesores

podrán ser hasta de 2”, aceptando una temperatura desde -4°C hasta 80°C.

Se podrán ejecutar desde 16 y hasta 20 disparos por día con dos

instrumentos Wavemaker y dos operadores Nivel 2 ambos certificados por el

fabricante. El instrumento tiene la capacidad de trabajar el modo “torsional” y

“longitudinal” de la Onda Ultrasónica Guiada, para garantizar la total

cobertura de la inspección en el cuerpo del la tubería.

41

Se podrán detectar algunos tipos de fracturas axiales y circunferenciales

aunque su aplicación no es específicamente para este objetivo. El software

del equipo tiene la capacidad de mostrar los resultados de la inspección de

ambos lados de la tubería en tiempo real simultáneamente en la pantalla y

en los reportes generados.

Figura 3.5. Calibración del instrumento WAVEMAKER


Reportes de Inspección

Se entregarán reportes de inspección impresos y en forma electrónica en

formatos PDF con dibujos y/o diagramas. Reporte final que incluye imágenes

digitales para dar soporte y mayor realce a los detalles de la inspección.

El reporte incluye los siguientes conceptos:

• Inspección a través de la Onda Ultrasónica Guiada con sus

respectivos diagramas de localización para cada tramo de tubería

inspeccionado, e indicando la categoría de la corrosión detectada.

• Clasificación de los niveles de corrosión típica:

42

• Mayor del 20%

• Mayor del 40%

• Mayor del 60%

• Comentarios generales de las condiciones actuales de la tubería.

• Resultado de los cálculos de las mediciones de los espesores.

• Resultados relevantes arrojados por las técnicas aplicadas.

3.2. NORMAS TÉCNICAS REFERENCIALES PARA TUBERÍA

Toda tubería es un conducto que cumple con las funciones de transportar

fluidos, la tubería se suele elaborar con materiales muy diversos, cuando el

líquido transportado es petróleo, se utiliza la denominación específica de

oleoducto, cuando el fluido transportado es gas, se utiliza la denominación

específica de gasoducto.

También es posible transportar mediante tubería materiales que, si bien no

son un fluido, se adecuen a este sistema como son el hormigón, cemento,

cereales, etc.

En el presente proyecto de titulación solamente se analizará las líneas de

flujo que están tendidas sobre o enterradas cerca de la superficie, cabe

indicar, que a diferencia de los tanques de almacenamiento, todas las líneas

de flujo operan bajo determinada presión interna, la misma que depende de

varios factores tales como son: las especificaciones y condiciones de los

productos transportados, la altura y distancia por vencer.

Las nomas más comunes que hacen referencia a tubería de la industria

petrolera en general se detallan a continuación.

43

3.2.1. NORMAS API PARA TUBERÍA

3.2.1.1. API standard 5L: Especificaciones para lín eas de tubería

El propósito de esta especificación es proporcionar normas para tubos que

sean aptos para uso en el transporte de gas, agua y aceite o ambos, y

principalmente para petróleo y gas natural. Esta especificación se refiere a

las líneas de tubería de acero soldado y tubería de acero sin costura.

Esta especificación incluye especificaciones para el fin de tubería que puede

ser roscado o con acampanamiento, así como a través de la línea de flujo o

TFL (through-the flowline) por sus siglas en ingles, además especificas las

normas para tubería para cañería con acoplamientos especiales en los

extremos.

Otro punto importante es que la norma específica factores de la soldadura

entre tubería.

3.2.1.2. API standard 1104: Soldaduras de tubería y servicios

relacionados.

Esta norma abarca la soldadura por arco y gas para juntas a tope y en filete,

en acero al carbono y aceros de baja aleación, para la manufacturación de

tubería, la cual es utilizada para compresión, bombeo, y transporte de

petróleo crudo, productos petrolíferos, gases combustible, dióxido de

carbono, nitrógeno, además se refiere a la soldadura en los demás sistemas.

Esta norma se aplica tanto a la construcción de tubería nueva como la

soldadura de la tubería que está en uso.

La soldara para la manufacturación de tubería puede ser utilizada por

procesos de soldadura con protección por atmosfera SMAW por sus siglas

44

en ingles ( Shielded metal-arc welding), por proceso de arco sumergido SAW

por siglas en ingles (Submerged arc welding), soldadura por arco con

electrodo tungsteno protegido con gas GTAW por sus siglas en ingles (Gas

tungsten-arc welding), soldadura con arco protegido con gas GMAW por sus

siglas en ingles (Gas metal-arc welding), soldadura con arco con núcleo de

fundente FCAW por sus siglas en ingles (Flux-cored arc welding), soldadura

con arco de plasma PAW por sus siglas en ingles (Plasma arc welding) y

soldadura oxiacetilénica.

Esta norma también indica que los procesos anteriormente indicados pueden

ser realizados de una manera manual, semiautomática o automática para

soldaduras en diferentes posiciones, con electrodo o con rollos de electrodo.

Esta norma abarca también los procedimientos para ensayos no destructivos

como radiografía, partículas magnéticas, líquidos penetrantes, ultrasonidos y

pruebas, así como los parámetros aceptación que deben aplicarse a la

producción de soldaduras además de los ensayos destructivos y pruebas

visuales.

Los valores establecidos por la norma, ya sea en unidades pulgada-libra o

unidades de SI se deben considerar por separado como estándares. Cada

sistema debe utilizarse de forma independiente de los demás, sin la

combinación de valores de ninguna manera.

La norma además indica que los procesos distintos de los descritos

anteriormente serán considerados para su inclusión en esta norma. Esto

quiere decir que si alguna persona desea utiliza otros procesos de soldadura

debe presentar como mínimo la siguiente información:

• Una descripción del proceso de soldadura

• Una propuesta sobre las variables esenciales

• Un procedimiento de soldadura con sus especificaciones

• Método de inspección de soldadura

• Tipos de soldadura imperfecciones y sus propuestas de aceptación

• Procedimientos de reparación

45

3.2.2. NORMA ASME PARA TUBERÍA

3.2.2.1. ASME B31.1: Tubería de Presión

Este código prescribe requisitos mínimos para el diseño, materiales,

fabricación, montaje, prueba, inspección, operación y mantenimiento de

sistemas de tuberías que se encuentran habitualmente en las estaciones de

generación de energía eléctrica, plantas industriales, sistemas de

calefacción geotérmica, calefacción central de distritos y sistemas de

refrigeración.

El código ASME B31.1 también se refiere a calderas de alta presión y alta

temperatura con tubería interior, la presión con que trabajan estas calderas

para generar el valor supera los 15 psig, la presión de trabajo del vapor

supera los 160 psig y las temperaturas superan los 250 grados F.

3.2.2.2. ASME B31.3: Tubería para procesos

El código B31.3 contiene requisitos para tuberías que se encuentran

habitualmente en las refinerías de petróleo, industrias químicas, industrias

farmacéuticas, industriales textiles, industrias del papel, semiconductores, y

las plantas criogénicas y todo lo relacionado con el procesamiento en

plantas industriales y terminales.

Este código establece los requisitos para los materiales y componentes, el

diseño, fabricación, montaje, instalación, exámenes e inspección y pruebas

de las tuberías, este código se aplica a todas las tuberías de fluidos,

incluyendo:

• Materias primas, intermedio y acabados de los productos químicos

• Los productos petrolíferos

46

• Gas, vapor, aire ya agua.

• Fluidizado de sólidos.

• Refrigerantes.

• Fluidos criogénicos.

En este código también se incluye la tubería que interconecta las piezas o

etapas dentro de un equipo o de envase.

3.2.2.3. ASME B31.4: Líneas de tubería para transpo rtación de líquidos

hidrocarburos y otros líquidos.

El código B31.4 prescribe requisitos para el diseño, materiales, construcción,

montaje, inspección y pruebas de tuberías para el transporte de líquidos

como petróleo crudo, condensado, gasolina natural, gas natural liquido, gas

licuado de petróleo (GLP), dióxido de carbono, alcohol liquido, anhídrido de

amoníaco liquido y queridos derivados del petróleo, los sistemas de tubería a

que se refiere la norma son entre los puntos productores, depósitos de

almacenamiento, plantas de procesamiento de gas natural, refinerías,

plantas de amoníaco, férreas, camioneras y otros puntos de entrega y

recepción.

Los lugares antes mencionados son incluidos en la norma cuando estos

contienen tuberías, bridas, pernos, juntas, válvulas, dispositivos, accesorios

y piezas que contengan la presión de otros componentes de tuberías. La

norma también incluye perchas y soportes, equipos, y otros elementos

necesarios para evitar la presión excesiva a la que están sujetas las partes.

No se incluyen las estructuras de apoyo tales como los marcos de los

edificios, postes o edificios pero los requisitos para tuberías en alta mar.

También se incluyen dentro del ámbito de aplicación del presente código los

siguientes puntos:

47

• Las especificaciones sobre las tuberías para el transporte de petróleo

y anhídrido de amoníaco líquido, y las terminales de gasoducto como

las terminales marítimas, férreas y de camioneras los puntos de

depósitos, estaciones de bombeo, estaciones de reducción de presión

y las estaciones de medición, diferentes equipos.

• Todos los tanques de almacenamiento y de trabajo, incluidas las de

tipo tubo de almacenamiento fabricados a partir de tubería y

accesorios, además de las tuberías de interconexión entre estas

instalaciones.

• Tuberías para licuado de petróleo y las tuberías de anhídrido de

amoníaco situadas en refinerías de petróleo de gasolina natural,

procesamiento de gas, amoniaco, y plantas en general.

• Los aspectos de operación y mantenimiento de sistemas de tuberías

relacionados con la seguridad y la protección del público en general,

personal de la empresa personal de campo y medio ambiente.

3.2.2.4 ASME B31.8: Sistema de tuberías para transm isión y

distribución de gas.

El código B31.8 abarca el diseño, fabricación, instalación, inspección,

verificación, seguridad y otros aspectos de la operación y mantenimiento de

transporte de gas y sistema de distribución, incluidos los gasoductos,

estaciones de compresión de gas, estaciones de medición y regulación,

tuberías de gas y líneas de servicio.

El ámbito de aplicación de este código incluye la recolección y transporte de

gas por gasoductos, incluyendo los accesorios, que están instalados en alta

mar con fines de transporte desde alta mar hasta tierra firme.

48

3.2.2.5. ASME B31.8S: Sistema de gestión para la in tegridad de

gasoducto.

Esta norma se aplica a los sistemas de oleoductos construidos en las costas

con materiales ferrosos que transportan gas. Esto incluye todas las partes de

las instalaciones físicas a través de la cual se transporta el gas, incluyendo

tuberías, válvulas, accesorios para tubería juntas, compresores, las

estaciones de medición, los sistemas reguladores de las estaciones y las

estaciones de entrega.

Los principios y procedimientos consagrados en la integridad de gestión son

aplicables a todos los sistemas de canalización.

Esta Norma está específicamente diseñada para proporcionar al operador la

información necesaria para elaborar y poner en práctica un eficaz programa

de gestión de integridad probadas, utilizando prácticas de la industria y de

los procesos, los procesos y enfoques dentro de la presente norma son

aplicables a todo el sistema de ductos.

3.2.2.6. ASME B36.10M: Soldadura sin fisuras de tub os de acero

forjado.

Esta norma se refiere a la normalización de las dimensiones de la soldadura

sin fisuras de tuberías de acero forjado para altas o bajas temperaturas y

presiones.

La palabra tubería es utilizada para distinguirse de productos tubulares de

dimensiones comúnmente utilizados para tuberías y sistemas de tuberías.

Tubería de las fuentes de energía nuclear 12 (DN 300) y más pequeños

tienen diámetros exteriores numéricamente más grandes que el tamaño

49

correspondiente, en cambio, en los diámetros exteriores, los tubos son

numéricamente idénticos al tamaño de la serie para todos los tamaños.

3.2.2.7. ASME B36.19M: Tubería de acero inoxidable.

Esta norma se refiere a la normalización de las dimensiones de la soldadura

sin fisuras de la tubería de acero inoxidable forjado. La palabra tubería se

utiliza como para distinguirse de tubo aplicable a productos tubulares de

dimensiones comúnmente utilizados de sistemas de tuberías. Las

dimensiones de la tubería de 12 y los tamaños más pequeños tienen

diámetros exteriores numéricamente más grandes que el tamaño

correspondiente, en cambio, en los diámetros exteriores los tubos es

numéricamente idéntico al tamaño de la serie para todos los tamaños.

3.2.2.8 ASME B31.G: Manual para la determinación de la resistencia de

tubería afectada por corrosión.

Este manual no es aplicable a construcciones nuevas debido a que no se

puede estableces procedimientos para determinar fallas por corrosión que

pudieran presentarse en los procesos de fabricación o instalación de

tuberías.

Este manual proporciona una guía de información para poder evaluar y

determinar defectos sobre el cuerpo de las tuberías producidos por corrosión

electrolítica o galvánica y por consiguiente calcular la resistencia mecánica

remanente de esta zonas. Este manual establece la máxima presión de

operación permitida (MAOP), para que un sistema de tuberías siga en

servicio bajo condiciones seguras. Esta norma estipula los criterios para que

las regiones afectadas puedan seguir en servicios o sean objeto de

reparación o reemplazos.

50

3.3. TECNOLOGÍAS DE INSPECCIÓN EN LÍNEA MFL/TFI

¿Qué es MFL?

Con la tecnología MFL, los imanes permanentes se utilizan para magnetizar

temporalmente la tubería de acero y los cambios del campo magnético son

registrados y analizados. El flujo magnético es uniforme si no hay defectos

en la pared de la tubería. Si los defectos internos o externos están

presentes, tales como las formas de agujeros de corrosión o de otro tipo de

daño, el flujo magnético está distorsionada más allá de la pared del tubo, y

esta distorsión o "fuga" se mide por los sensores de efecto Hall.

Figura 3.6. Instrumento de inspección tubería de 6”


Ventajas que ofrecen las tecnologías MFL y TFI.

T.D.Williamson puede colaborar con todas las inspecciones actuales con las

que deben cumplir las empresas que operan poliductos. Confíe en nosotros

para medir y registrar pérdidas metálicas en la superficie de las paredes

internas y externas de tuberías, así como también las grietas.

Las herramientas de T.D.Williamson de pérdida de flujo magnético (magnetic

flux leakage, MFL) e inspección de campo transversal (transverse field

inspection, TFI) utilizan imanes permanentes que inducen un campo

magnético a niveles de saturación dentro de la pared de la tubería. Los

sensores de efecto Hall detectan los cambios en el campo magnético

provocados por la pérdida metálica, la corrosión, y otras anomalías. Estos

cambios (comúnmente denominados pérdidas de flujo) y su relación con la

51

pérdida volumétrica de la pared de la tubería ayudan a determinar la

condición de esta última.

La herramienta MFL está diseñada para detectar pérdidas metálicas y

corrosiones, así como grietas grandes y circunferenciales abiertas. La

herramienta TFI está destinada a identificar grietas axiales. Las tecnologías

probadas de estas herramientas mejoran y perfeccionan la velocidad y

precisión de la inspección de ductos, mientras que ofrecen la base para un

diagnóstico interno y externo excepcional. Su versatilidad las convierte en

herramientas efectivas en materia de tuberías de producción, refinación, gas

natural, agua y productos condensados, terrestres y costa afuera, por

separado o en forma conjunta.

Figura 3.7. Herramienta de inspección por fuga de flujo magnético


La herramienta MFL cuenta con alta resolución para una mayor confiabilidad

y precisión en la detección y caracterización de anomalías de tuberías:

• Pérdida metálica en las superficies externa e interna

• Grietas grandes circunferenciales y abiertas

• Corrosión general, picaduras y rasguños o rasgaduras mecánicas

• Corrosión en o cercana a la soldadura circunferencial

• Defectos de construcción en la soldadura circunferencial

• Laminaciones con rotura a la superficie o laminaciones escalonadas

La herramienta TFI utiliza una técnica de flujo magnético para inducir una

trayectoria de campo circular que detecta y caracteriza anomalías en la

tubería, que normalmente pasarían inadvertidas con los métodos magnéticos

convencionales:

• Pérdida metálica en las superficies externa e interna.

52

• Rotura de la superficie o laminaciones escalonadas

• Corrosión general, picaduras y arrancaduras

• Corrosión externa axial angosta (narrow axial external corrosión,

NAEC)

• Grietas en cordones de soldaduras longitudinales (corrosión selectiva

en soldaduras longitudinales)

• Muescas axiales en abolladuras

• Grietas grandes individuales o anomalías similares

• Colonias grandes de grietas de corrosión por esfuerzo (stress

corrosión cracking, SCC)

Unidas permiten obtener resultados altamente precis os.

Las herramientas de MFL y TFI registran todos los datos que encuentran en

una sola pasada. Las herramientas MFL y TFI también pueden correrse en

combinación, haciendo coincidir ambos conjuntos de datos para la

caracterización precisa y óptima de las anomalías. La operación en combo

elimina los errores asociados a la correlación cruzada de datos necesaria

luego de correr dos herramientas en forma independiente y, además, puede

contribuir a obtener ahorros en los gastos operativos asociados. Ambas

herramientas son altamente confiables, con control de velocidad y capacidad

de trazado de mapas en ciertas herramientas, y funcionan en ambientes de

tuberías muy diversos.

El análisis con software y la base de datos de anom alías brindan una

interpretación más exacta.

Si usted corre la herramienta MFL, la TFI o ambas combinadas, el servicio

de análisis con software y visualización patentado por T.D.Williamson

permite una base de datos detallada de la pérdida metálica, corrosión,

53

defectos en mitad de la pared, grietas o anomalías geométricas, y

características de tubería; y posibilita la visualización de los datos en varios

formatos. El centro de análisis de T.D.Williamson compila un informe final

completo que documenta la integridad de la tubería.

3.3.1. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA HERRAMIENTA MFL

ID/OD

3.3.1.1. Generalidades

Todas las herramientas están equipadas con sensores de navegación

inercial odómetros de alta resolución y diseño altamente confiable. Lo cual

reduce al mínimo los posibles daños a los componentes expuestos.

Las herramientas pueden ser puestas en marcha y detenidas usando un

asistente personal digital.

El sistema complementa con marcadores GPS sobre el terreno y Bluetooth,

lo cual hace que todo el proceso de inspección sea más simple más

confiable y menos costoso para nuestro cliente.

Figura 3.8. Especificaciones de la Herramienta de Inspección de 6”


54

Especificaciones de la Herramienta

Sensores magnéticos tipo Efecto Hall. Radiómetro lineal

Sensor tipo Interno/ Externo Proximidad discreta

Intervalo de muestreo 0,125” (3,175 mm)

Frecuencia de muestreo Hasta 750 mediciones por segundo

Data desechada por filtrado Ninguna

Dirección de magnetización Longitudinal

Transmisor de la herramienta Pulso de baja frecuencia

Sensor de Navegación Inercial Sensores de Estado Sólido INS

Presión de Operación 300 PSI (20,67 Bar) a 2000 PSI

Temperatura Máxima 131°F; (55°C)

Restricción máxima de diámetro 7% de la circunferencia total

Máximo espesor de pared 0,750” (15,8 mm)

Máxima velocidad 6,8 MPH; 10pies/segundo

Radio máximo de curvatura 1,5D

Sistema para ubicación de fallas Cajas marcadoras equipadas con

GPS

Sensores iniciales y referenciales

Resolución del Odómetro 0,118”; (3 mm) (dos odómetros)

Mínimo D.I. para tubería recta 11,03 pulg. (280 mm)

55

Tabla 3.1. Especificación del ID/OD

Sensores ID/OD

Diámetro Sensore

s Hall

Longitud Peso Baterías

duración

6” (200mm) 120

canales

40 canales 88” (2,23 m) 385 lbs

(175 Kg)

40 horas


Detalles detectados por la herramienta:

• Válvula, bridas y accesorios

• Curvas y codos

• Soldaduras

• Cambios direccionales laterales, verticales y abombamiento

• Cambios en el diámetro interno

• Condiciones de Hi/Lo o desalineamientos

• Puntos de esmerilado y conexiones a tierra

• Reparaciones

Anomalías de tubería detectadas:

• Pérdidas de metal: corrosión, rascaduras circunferenciales y

acanalamiento.

• Grietas en soldaduras.

• Grietas bajo estrés.

• Deformaciones: ovalidades, deformaciones, abolladuras y arrugas.

• Orificios pequeños.

• Anomalías de fabricación tales como laminaciones, arrancaduras,

astillas, defectos de lingada y tapajuntas

• Recubrimiento

• Soldaduras

56

Desempeño en la Detección:

Precisión en el cambio de D.I 1% D.I

Precisión en la distancia 1% del total de la distancia recorrida

Precisión en la longitud y ancho +- 5%

Desempeño en la caracterización de defectos:

Abolladuras +-5%

Ovalidades: +-3%

Cambios de D.I. +-1%

Radio de curvatura +-25D

Angulo de curvatura +-10°

Distancia desde la soldadura más cercana +-5%

Orientación circunferencial +-10°

La precisión indicada depende de lo siguiente:

Mantenimiento de la velocidad nominal de la herramienta aceleración/

desaceleración (3,2 m/s máximo)

Restricción máxima del diámetro interno 7% concéntrico; 12%

localizada

Tasa de muestreo: 0,125 in

Factor Estimado de Reparación (FER)

FER – MOP/P segura

Método de Evaluación Utilizada: ASME B 31G, B31G Modificado,

RSTRENG.DNV

57

3.3.2. FUGA DE FLUJO MAGNÉTICO

Son equipos instrumentados más robustos y se recomiendan para ductos

localizados en aéreas aisladas, desérticas o agrícolas, en los que una falla

del ducto no causa daños a personas o instalaciones y el acceso al ducto es

fácil. Estos equipos no proporcionan el dimensionamiento del daño.

Fuga de Flujo Magnético (MFL), sus principales características son la

detección limitada de pérdida metálicas, no discrimina entre posición interna

o externa, directa envolventes metálicas y solapas, localización limitada en

defectos relativos a la fabricación del tubo (laminación o inclusión) y en

defectos tipo abolladura (confiabilidad reducida), revela la presencia de

soldadura transversal, contactos metálicos y accesorios de instalaciones

superficiales. Se utiliza en ductos que transportan hidrocarburos líquidos o

gaseosos.

Los instrumentos de flujo magnético pueden ser convencionales, los cuales

ofrecen únicamente información cualitativa, que en muchas ocasiones es

suficiente; o de alta resolución, los cuales después de cierto proceso ofrecen

información cuantitativa.

Las herramientas convencionales del tipo fuga de flujo magnético, son

recomendables para inspecciones iniciales, para líneas con pocos

problemas y para monitoreos generales cuando no se necesita precisión. Su

costo es el más bajo. El flujo magnético de alta resolución se utiliza cuando

se requiere precisión en la inspección y se sugiere más para líneas de gas.

Su costo es alto, pero no tanto como la técnica ultrasónica.

El principio básico del flujo magnético es el siguiente: el espesor de pared

del tubo se satura con un campo magnético. Cuando el espesor se

encuentra adelgazado por algún problema de corrosión, dicho espesor

disminuido no puede contener el campo magnético, por lo que se “derrama”

o “fuga” del espesor de pared.

58

Los detectores de flujo magnético miden la cantidad de fuga de flujo que

depende del tamaño del defecto. Dicha fuga a ambos lados de la pared, de

tal manera que la corrosión exterior causa fuga de flujo magnético en el

exterior de la tubería donde puede detectarse y medirse.

Generalmente, es más fácil saturar de flujo magnético en un espesor

delgado que en uno grueso, por lo que en tuberías de pared delgada, éste

procedimiento tiene ventajas sobre la herramienta ultrasónicos, debido a que

no se requiere de un acoplante. Este método es igualmente adecuado para

líneas de gas y de crudo.

Los flujos magnéticos convencionales se caracterizan por la utilización de

sensores anchos, pocos canales de información y registros analógicos y

electrónicos. La información que se obtienen normalmente consiste en un

diagrama que muestra las señales analógicas registradas en relativamente

pocos canales. Únicamente identificarán la corrosión y otros defectos e

indicarán si la corrosión en pequeñas, moderada o severa. Una desventaja

de estos, es que requieren de excavaciones para que sus resultados sean

significativos.

3.3.3. FUGA DE FLUJO MAGNÉTICO - INSPECCIONAR LAS T UBERÍAS

METÁLICAS

Fuga de flujo magnético (MFL) es un método electromagnético de ensayos

no destructivos que se utiliza para detectar la pérdida de la corrosión,

picaduras y la pared en las tuberías metálicas alineadas y sin arrugas.

59

Figura 3.9. Fuga de flujo magnético (MFL)


El método más exacto de la evaluación del estado de tuberías metálicas es

MFL la inspección en línea, utilizando avanzados métodos

electromagnéticos no destructivos para escanear toda la circunferencia y la

longitud de la tubería de daños por causa la corrosión y otros.

Esta tecnología, conocida comúnmente como "chanchos inteligentes", se ha

convertido en el estándar de la industria en la evaluación de la condición del

vehículo tuberías de acero sin revestimiento en la industria de petróleo y

gas.

Hasta ahora, la presencia de revestimiento de mortero en tuberías de agua

ha limitado la precisión y el uso de ILI de inspección y obstaculizado el

desarrollo de métodos prácticos de ILI de gran diámetro, revestido de

mortero de tuberías metálicas. Con MFL de Pure, los propietarios de ductos

ahora se pueden ver claramente a través de revestimientos de mortero hasta

una pulgada de espesor.

60

3.3.3.1. Inspección a través de tuberías revestidas

Herramientas MFL uso de alta potencia imanes para saturar

magnéticamente la pared del tubo, incluso a través de línea de hasta una

pulgada de espesor. Estas herramientas tienen la capacidad de líder en la

industria computacional y la velocidad, líder mundial en la resolución de

inspección de la pared del tubo y únicos algoritmos de análisis de datos

utilizando la avanzada matemática aplicada para determinar con precisión

las características de defectos y forma.

3.3.3.2. Alta Resolución Adicional (XHR)

Nuestras herramientas MFL uso extra de alta resolución (XHR) con el fin de

ofrecer una visión mejorada de los defectos de forma visible y mejor

caracterización analítica de su tamaño. XHR es la nueva generación de

herramientas de MFL, donde los sistemas tienen un gran número de

sensores. Sensores de efecto Hall se sitúa en 1 / 4 "(6.25mm) intervalos a lo

largo de la circunferencia de la herramienta, y en conjunción con velocidades

de muestreo más alta, la máxima garantía de resolución de los datos.

Alta Resolución Adicional (XHR) medio:

• Mejor imanes y mejores sensores

• Sensor de un espaciado de máxima resolución

• Espaciado uniforme sensor en toda la circunferencia

• Las velocidades de muestreo de los datos de mejor calidad

61

Figura 3.10. Alta Resolución Adicional (XHR)


3.3.3.3. Beneficios

• Proporciona datos de alta resolución de toda la circunferencia de la

pared del tubo que permite evaluaciones integrales estructural de la

tubería

• Capaces de recoger datos de alta resolución a través de

revestimientos de mortero interior

• Reconocido como un estándar de la industria de la pared del tubo

metálico de evaluación

• Puede ser desplegado tripulados o sin piscina

3.3.3.4. Herramientas Disponibles

Ofrecemos una amplia variedad de herramientas MFL para evaluar el estado

de las tuberías metálicas. Estos van desde herramientas de gran diámetro

62

tripulado a la entrada de nado libre herramientas de pequeño diámetro.

Contacte con nosotros para saber qué es la mejor solución para sus

necesidades.

3.3.4. INSPECCIÓN EXTERNA

PipeScanner es la herramienta de evaluación del estado primero y único que

funciona desde la superficie exterior de un tubo del cilindro de hormigón

pretensado (PCCP), utilizando tecnología electromagnética. El sistema

proporciona una evaluación precisa de la condición de la infraestructura

crítica, especialmente la detección de roturas de cables pretensados que

podrían dar lugar a rupturas de la tubería. En comparación con otros

métodos de evaluación de las condiciones, la solución PipeScanner ofrece

un importante ahorro de costes como el oleoducto puede ser examinada

desde la superficie exterior, eliminando la necesidad de extracción de agua.

3.3.4.1. Cómo funciona

El PipeScanner es un dispositivo con ruedas que se coloca sobre la

superficie externa de una tubería de PCCP expuestos por un técnico de

campo. La tecnología electromagnética a bordo de las funciones tanto de la

misma manera como un transmisor y receptor de radio. El "transmisor"

produce un campo electromagnético. Los cables de pretensado en la tubería

de amplificar la señal que se registra por el "receptor". Si hay cables rotos, la

señal se distorsiona. Una medida de la distorsión cuantifica el número de

hilos rotos.

PipeScanner ofrece descanso superior de alambre de precisión en la

detección de PCCP expuesto ya que la señal de control no está atenuada o

distorsionada por los que penetra a través del cilindro de acero de la tubería.

63

Debido a su alta precisión, PipeScanner ™ puede ser usado en la refinación

de las estimaciones de rotura de hilo se reunieron a partir de otros métodos

de inspección de tuberías. Esta precisión es perfecto para aplicaciones tales

como la no cortocircuito tubería correa donde la precisión es un reto

conocido. Una vez que las tuberías específicas se identifican, PipeScanner

™ puede ser usado para refinar el número de roturas de cables y ayudar a

determinar si la reparación es realmente necesario en ese momento.

3.3.4.2. PipeScanner Ventajas

• Deshidratación no es necesario, reducir los costos generales de

inspección.

• No hay puntos de acceso necesarios como la inspección se realiza

externamente.

• Más seguro que las inspecciones tripulados, ya que elimina los

riesgos asociados de entrada a espacios confinados.

• Resultados precisos que identificar las áreas de peligro de alambre

para ayudar a optimizar las inversiones de rehabilitación.

• Minimizar el riesgo de rupturas de tuberías que pueden resultar en

problemas de seguridad pública, daños a la propiedad, y la

interrupción del servicio.

• Confirmar la identificación excavado tubería antes de la rehabilitación.

• Refinar las estimaciones de rotura de hilo que se reunieron con las

herramientas de inspección que producían difíciles de interpretar las

señales.

• El diseño simple le permite ser fácilmente personalizados para todos

los diámetros de la tubería.

64

3.3.4.3. PipeScanner Aplicaciones

• Expuestos cilindro de hormigón pretensado (PCCP) de tuberías

• Diámetros de tubería de 16 "a 252"

• Agua y de inspección de tuberías de aguas residuales

Inspección de la corrosión aleatoria (localizada) en tubería enterrada,

forrada, aislada ó simplemente aérea pintada, aplicando las tecnologías de

la Onda Ultrasónica Guiada, Fugas de Flujo Magnético y Ultrasonido con

técnicos operadores Nivel II respectivamente

3.4. PROCEDIMIENTO PARA INTRODUCCIÓN,

LANZAMIENTO, SEGUIMIENTO, MONITOREO, RECEPCIÓN Y

RETIRO DE EQUIPOS (MFL) DE INSPECCIÓN.

Proporcionar los conocimientos básicos, para la operación adecuada y

segura de los equipos de inspección, al personal que intervendrán en las

maniobras de introducción, lanzamiento, seguimiento, monitoreo, recepción

y retiro de Equipos (MFL) de inspección y derechos de vía tramo Libertad –

Manta.

3.4.1. INTRODUCCIÓN Y LANZAMIENTO DE EQUIPOS DE INS PECCIÓN

No obstante que las trampas de envío tienen características para cada ducto

en particular, existen elementos que son básicos para la operación correcta

y segura de la instalación. Sin importar si las líneas están en operación o no

durante el proceso de introducción (encubetado) de los equipos de

inspección conocidos herramientas inteligentes, se deberá seguir el mismo

procedimiento básico para todos los casos. El diagrama y procedimiento que

65

a continuación se describen indican una trampa de envió típica. El personal

a cargo verificará que las válvulas se encuentren alineadas correctamente y

que el procedimiento de operación se desarrolle de manera que no

constituya un riesgo para el personal o que pudiera ocasionar daños a los

equipos.

Figura 3.11. Diagrama de trampa de envío


Válvulas de la trampa de envió

• Las válvulas A es la de aislamiento y se halla instalada en línea con la

cubeta y el ducto en donde se va a correr la herramienta. Esta válvula

deberá ser tipo compuerta o esfera, de paso completo diseñadas para

paso de la fuga de flujo magnético y del mismo diámetro nominal que

el poliducto.

66

• La válvula B es la principal del poliducto y está instaladas aguas

debajo de la válvula de aislamiento. Esta permite el flujo del producto

a través de la instalación y del poliducto cuando la trampa está

aislada.

• La válvula C es la de lanzamiento, conocida comúnmente como

pateadora y se encuentra instalada en el área de la cubeta cercana a

la tapa o chamela. Su propósito es la de ayudar a aislar la trampa

durante la introducción de la herramienta y la de proporcionar el flujo

que se requiere para el lanzamiento de los mismos.

• La disposición normal de la trampa de envío es como sigue: la válvula

A y C deberán estar completamente cerradas, debiendo ser

aseguradas y marcadas con etiquetas. La válvula B deberá estar

completamente abierta. Esta es la disposición normal de operación.

Figura 3.12. Trampa de envío


67

Procedimiento de introducción y lanzamiento

• Asegurarse que el personal que participará en la operación de

introducción y lanzamiento de la herramienta conozca plenamente las

actividades a realizar

• Verificar que las válvulas A y C estén cerradas

• Verificar la presión que indique el manómetro instalado en la cubeta

de la trampa

• Alinear válvula de desfogue hacia tanque de recuperación o sistema

de desfogue. En caso de no contar con lo anterior, se deberá conectar

un sistema de vaciado por medio de mangueras hacia un carro

tanque.

• Abrir válvula de venteo para facilitar el vaciado de la trampa, así como

para verificar que éste se encuentra completamente despresurizada.

• Si se han operado productos o sustancias peligrosas, la trampa

deberá ser inertizada antes de proceder a abrir la chamela (ejemplo

nitrógeno).

• El dispositivo de seguridad para liberación de presión instalado en la

chamela o tapa de la cubeta deberá ser removido lentamente (si

aplica).

• Abrir lentamente la chamela de la cubeta. Asegurarse de que el

personal se encuentre en el lado opuesto hacia donde abre la

chamela. Por ninguna circunstancia deberá permanecer personal

directamente enfrente de la chamela cuando esté siendo operada.

• Cuando la chamela se encuentre completamente abierta se deberá

verificar que no existan obstrucciones en el interior de la cubeta.

• Alinear la base que tiene la herramienta, nivelando ésta con la cubeta

y verificando que no se dañen las superficies de contacto d la

chamela y los o-ring o sellos respectivos.

68

• Asegurar la base de la herramienta a la trampa por medio de bandas

tensores con la finalidad de prevenir que se mueva durante la

introducción de la herramienta de inspección.

• Lentamente iniciar el desplazamiento de la herramienta hacia el

interior de la cubeta. Dependiendo del tipo y diámetro del equipo, se

deberá utilizar una cama de aluminio adicional y un mecanismo

mecánico y/o hidráulico para que la operación se realice de manera

fácil y segura.

• Se deberá desplazar la herramienta hasta que la primera copa se

encuentre firmemente en contacto con la reducción entre la cámara o

barril y la sección de diámetro nominal.

• En caso de haber introducido la cama de aluminio, se deberá retirar

lentamente verificando que la herramienta no pierda su posición en la

reducción.

• Desmotar las bandas tensoras para retirar la base del área de la

chamela.

• Limpiar las superficies de contacto de la chamela y aplicar grasa.

Verificar sellos o-ring y sus alojamientos. Se deberán reemplazar si se

encuentran gastados o dañados.

• Cerrar la chamela e instalar el dispositivo de seguridad (si aplica).

• Cerrar el desfogue de la cubeta, asegurándose que el venteo

permanezca parcialmente abierto con la finalidad de extraer el aire de

la cubeta.

• Lentamente abrir la válvula C para empacar la cubeta y extraer el aire

por el venteo. Una vez extraído el aire se deberá cerrar

completamente el venteo. Continuar con la válvula C abierta, hasta

que la presión de la cubeta se iguales con la del poliducto, cuando las

presiones se encuentren igualadas se deberá cerrar la válvula C.

• Lentamente abrir la válvula A hasta su posición de completamente

abierta.

• Lentamente abrir la válvula C hasta su posición de completamente

abierta.

69

• Empezar a cerrar la válvula B con la finalidad de direccionar el flujo

del producto a través de la cubeta.

• Verificar que la herramienta pase completamente por la válvula A y

continúe en movimiento dejando la instalación. Cuando se confirme lo

anterior, abrir válvula B hasta la posición de completamente abierta y

cerrar válvulas A y C hasta la posición de completamente cerrada.

3.4.2. PROCEDIMIENTO PARA SEGUIMIENTO Y MONITOREO DE

EQUIPOS DE INSPECCIÓN (MFL) EN LOS DERECHOS DE VÍA TRAMO

LIBERTAD-MANTA.

Antes de realizar las corridas de los equipos de inspección (MFL), es

necesario de efectúen trabajos previos que permitan su correcto seguimiento

y monitoreo en los derechos de vía.

Reconocimiento del derecho de vía.

• Identificar el poliducto en el que se van a realizar las corridas de las

herramientas. Señalizar, balizar, instalar postes e imanes marcadores,

realizar sondeos, etc. Se deberá poner especial atención en los

cruces de carreteras, zonas urbanas, ríos, lagos, zonas lacustre, etc.

• Identificar y realizar inventario de todas las instalaciones superficiales.

Ejemplo: válvulas de seccionamientos, derivaciones, tee’s, pasos

aéreos, etc.

• Selección de los puntos a detectar

70

Plan se seguimiento y Monitoreo

Con la información del reconocimiento del derecho de vía y el inventario de

instalaciones superficiales, se deberá elaborar un plan de seguimiento y

monitoreo de los equipos (MFL) durante las corridas de inspección. Este

plan deberá incluir como mínimo los siguientes puntos:

• Relación del personal que participará en el seguimiento

• Número de grupos o cuadrillas

• Número de vehículos

• Listado de números de radiocomunicadores y/o teléfonos celulares.

• Punto a detectar por cada equipo o cuadrilla

• Instrucciones especificas para acceder a cada punto de detección

• Plan para emergencias.

Los grupos o cuadrillas de detección deberán contar con el siguiente equipo

durante la corrida de las herramientas.

• Equipo de radiocomunicación y/o teléfono celular.

• Geophone.

• Cajas marcadoras BM5 (dependiendo del tipo de herramienta)

• Detector de tuberías.

• Localizador de transmisores (dependiendo del tipo de herramienta)

• Herramienta manual (ejemplo: sonda, pala, machete)

3.4.3. PROCEDIMIENTO PARA RECEPCIÓN Y RETIRO DE EQUIPOS DE

INSPECCIÓN

Al igual que las trampas de envío, las trampas de recibo tienen

características para cada poliducto en particular, sin embargo existen

elementos que son básicos para la correcta y operación segura de la

71

instalación. Sin importar si las líneas están en operación o no, durante el

proceso de recibo y recuperación de las herramientas, se deberá seguir el

mismo procedimiento básico para todos los casos.

Figura 3.13. Diagrama de trampa de recio


Válvulas de la trampa de recibo

• La válvula A es la de aislamiento y se encuentra instalada en línea

con la cubeta receptora y el ducto donde se está corriendo la

herramienta. Esta deberá ser tipo compuerta o esfera, de paso

completo diseñadas para paso de las herramientas y del mismo

diámetro nominal que del poliducto.

72

• La válvula B es la principal del poliducto y se encuentra instalada

aguas arriba de la válvula de aislamiento y del poliducto cuando la

trampa está aislada.

• La válvula C es la de bypass y se encuentra instalada en el área de la

cubeta cercana a la tapa o chamela. Su propósito es permitir el flujo

que se requiere para el desplazamiento de las herramientas hacia el

interior de la cubeta receptora, además de ayudar al aislamiento

durante el proceso de retiro de las herramientas.

• La disposición normal de las válvula para la recepción de una

herramienta es como sigue: Las válvulas A y C deberán estar en su

posición de completamente abiertas, aseguradas y marcadas con

etiquetas. La válvula B se deberá encontrar en su posición de

completamente cerrada. Todas las válvulas deben ser verificadas

antes del arribo de la herramienta.

Figura 3.14. Trampa de recibo


73

Procedimiento de recepción y retiro

• Asegurarse que el personal que participarán en la operación de

recepción y recuperación de las herramientas conozca plenamente

las actividades a realizar.

• Verificar que las válvulas A y C se encuentren en posición

completamente abiertas.

• Verificar que la válvula B se encuentre en posición completamente

cerrado.

• Al arribo de la herramienta a la trampa de recibo, asegurarse que

pase completamente la válvula A.

• Abrir la válvula B hasta la posición de completamente abierta.

• Cerrar las válvulas A y C hasta posición de posición de

completamente cerrado.

• Verificar la presión en el manómetro instalado en la cubeta de recibo

• Abrir lentamente la válvula de desfogue hacia el tanque de

recuperación

• Abrir la válvula de venteo para facilitar el vaciado de la trampa y

verificar que se encuentra totalmente despresurizada.

• Si se han operado productos o sustancias, la trampa deberá ser

inertizada antes de abrir la chamela (ejemplo nitrógeno)

• El dispositivo de seguridad para liberación de presión instalado en la

chamela o tapa de la cubeta deberá ser removido lentamente (si

aplica)

• Abrir lentamente la chamela de la cubeta. Asegurarse de que el

personal se encuentre en el lado opuesto hacia donde abre la

chamela. Por ninguna circunstancia deberá permanecer personal

directamente enfrente de la chamela cuando esté siendo operada. Se

deberán tomar las medidas necesarias para prevenir derrames o daño

al entorno del área de trampas.

74

• Después de haber abierta la chamela, verificar e interior de la cubeta

para asegurarse que no existen obstrucciones. Es necesario remover

todos los residuos fuera del área de la trampa. Se deberá tener

precaución cuando se manejen sedimentos debido a que existe el

riesgo de una combustión espontánea con ciertos productos (ejemplo:

sulfato de hierro)

• Alinear y nivelar base con la cubeta de la trampa

• Asegurar la base con bandas tensoras para prevenir que se mueva

durante la recuperación de la herramienta.

• Enganchar la herramienta por medio del dispositivo de recuperación

• Iniciar la recuperación de la herramienta asegurándose de que el

personal no se encuentre cerca del área de maniobra.

• Una vez que la herramienta se encuentre completamente en la base

es necesario asegurarlo por medio de bandas tensoras.

• Demostrar las bandas tensoras que sujetan la base de la herramienta

a la cubeta y retirarla del área de la trampa.

• Limpiar las superficies de contacto de la chamela y aplicar grasa.

Verificar sellos o-ring y sus alojamientos. Se deberán reemplazar si se

encuentran gastados o dañados.

• Cerrar la chamela e instalar el dispositivo de seguridad (si aplica).

• Cerrar el desfogue de la cubeta, asegurándose que el venteo

permanezca parcialmente abierto con la finalidad de extraer el aire de

la cubeta.

• Lentamente abrir la válvula C para empacar la cubeta y extraer el aire

por el venteo. Una vez extraído el aire se deberá cerrar

completamente el venteo. Continuar con la válvula C abierta hasta

que la presión de la cubeta se iguales con la del poliducto. Cuando las

presiones se encuentren igualadas se deberá cerrar la válvula C.

• Las válvulas A y C deberán permanecer en la posición de

completamente cerradas y la válvula B en la posición de

completamente abierta.

75

3.5. CÁLCULO PARA INDICACIÓN REPORTADA POR

EQUIPOS DE INSPECCIÓN INTERNA.

3.5.1. CÁLCULO DE PMPO (presión máxima permisible d e operación)

Ecuación 3.1. Presión máxima permisible de operación

fs

M

tdtd

D

StPMPO *

)/*85.0(1

)/*85.0(12

−

−= [3.1]


VARIABLES PARA CÁLCULO:

Donde:

S = Ys + 10 Ksi

Ys = Esfuerzo a la cedencia del material

t = Espesor promedio

D = Diámetro de la línea

M = Factor de Folias

d/t = % pérdida de metal

l = Longitud axial de la anomalía en pulgadas

Para obtener el Factor de Folias se tienen que cumplir las condiciones

siguientes con base en el código ASME B31 G MODIFICADO

76

1. Si 502

<Dt

l se emplea la formula

Ecuación 3.2. Factor de Folias

−

+=

22

42

003375.0675.01tD

l

Dt

lM [3.2]


2. Si 502

>Dt

l se emplea la formula

3.3*032.02

+

=

Dt

lM [3.3]

Ejemplo 1.

Para el primer tramo, la condición da como resultado mayor a 50, por lo

tanto se utiliza la segunda formula.

( )87.43.3

421.0*12

74.15*032.0

2

=+

=M

( )( ) 40.0*

87.4

74.0*85.01

74.0*85.01

12

421.0*45000*2

−

−=PMPO

PMPO = 538.08 psi

77

3.5.2. CALCULO DE TVR (Tiempo de Vida Remanente)

Ecuación 3.3. Tiempo de Vida Remanente

−=max

)8.0(*

td

tdTsTVR

[3.4]


Donde:

TVR = tiempo de vida remanente

Ts = tiempo de servicio

d/t = % pérdida de metal

d/t max = % pérdida de metal máxima

Ejemplo 2.

( )

−=74.0

74.08.0*39TVR

TVR0 3.1 AÑOS

3.6. CALCULO DE ESPESOR PARA TUBERÍAS

3.6.1. CÁLCULO DEL MÍNIMO ESPESOR PARA TUBERÍAS SEG ÚN LA

NORMA ASME/ANSI B31.4

Para el cálculo del espesor mínimo en tuberías de transporte de petróleo se

lo realiza según lo establecido en la norma ASME/ANSI 31.4 partiendo de la

formula siguiente:

78

Ecuación 3.4. Espesor nominal de pared

Attn += [3.5]


Donde:

tn= Espesor nominal de pared, el cual debe satisfacer los requerimientos de

presión y tolerancia.

A= Suma de tolerancia con el propósito de aceptar roscados y desbastes

que pudieran requerirse.

t= Espesor de pared para la presión de diseño, el cual se calcula partiendo

de la siguiente fórmula:

Ecuación 3.5. Espesor de pared para la presión de diseño

S

xDPt i

2= [3.6]


Donde:

Pi= Presión interna de diseño medida

D= Diámetro exterior de la tubería

S= Esfuerzo permisible aplicable, este se puede calcular a partir de la

formula:

Ecuación 3.6. Esfuerzo permisible aplicable

min72.0 yxExSS = [3.7]


79

Donde:

0.72= Factor de diseño basado en el espesor nominal de la pared, este

valor, es de suma importancia para el cálculo, es un factor que considera

una tolerancia sobre el espesor de la tubería debido a algún tipo de

imperfección que exista en la misma.

E= Factor de junta, este valor se encuentra en la tabla 402.4.3 del código

ASME/ANSI B31.4

3.6.2. CÁLCULO DEL MÍNIMO ESPESOR PARA TUBERÍAS SEG ÚN LA

NORMA ASME/ANSI B31.8.S

Para el cálculo del espesor mínimo para sistema de tuberías para transición

y distribución de gas, se utiliza la siguiente fórmula:

Ecuación 3.7. Mínimo espesor para tuberías

xSxFxExT

PxDt

2= [3.8]


Donde:

t= Espesor de pared nominal de la tubería pulgadas o milímetros.

D= Diámetro exterior de la tubería pulgadas o milímetros.

F= Factor de diseño basado en la densidad de población, (ASME B31.8)

S= Resistencia mínima a la fluencia en PSI punto 817.13 (h) y 814.112,

(ASME B31.8)

E= Factor de junta longitudinal (ASME B31.8)

80

3.6.3. CÁLCULOS DE LA VELOCIDAD DE CORROSIÓN EN LÍN EAS DE

FLUJO

La velocidad de corrosión es un parámetro que muestra el avance de la

corrosión de un periodo de tiempo determinado, además permite tener una

relación del espesor actual con los espesores tomados en anteriores

inspecciones, o con el espesor de diseño del sistema de tuberías.

El cálculo se lo realiza por medio de la siguiente fórmula:

Ecuación 3.8. Velocidad de corrosión

T

EEV mo

c

)( −= [3.9]


Donde:

Vc= Velocidad de corrosión, cuya unidad es pulgadas por año o milímetros

por año

Eo=Espesor de la pared de la tubería tomada una inspección anterior, en

pulgadas o milímetros.

Em= Espesor de la pared de la tubería de la inspección en curso, esta puede

ser en pulgadas o milímetros.

T= Tiempo de servicio en el lapso considerado, en (años).

La tendencia de la velocidad de corrosión, brinda datos importantes para las

zonas que merecen mayor atención en un sistema de tuberías con una

considerable longitud.

81

3.6.4. CÁLCULO DE VIDA ÚTIL ESTIMADA PARA LÍNEAS DE FLUJO

En esta fórmula se tiene la relación del espesor mínimo, espesor mínimo

requerido según el código de construcción y la velocidad de corrosión, como

se explica a continuación.

Ecuación 3.9. Vida útil estimada

c

mu V

EEV

)( min−= [3.10]


Donde:

Vu= Vida útil estimada en años

Vc= Velocidad de corrosión, cuya unidad es pulgadas o milímetros por año

Em= Espesor de la pared de la tubería de la inspección en curso, esta puede

ser en pulgadas o milímetros.

Emin= Espesor mínimo requerido según la norma de construcción utilizado, y

cuya unidad expresa en pulgadas o milímetros.

El resultado de resolver esta ecuación, es la probable vida útil de la tubería o

de alguna zona específica de la misma.

ANÁLISIS DE RESULTADOS

82

RESULTADOS

4.1. DESCRIPCIÓN DE LAS INDICACIONES DE PÉRDIDA DE

METAL

4.1.1. PÉRDIDA DE METAL EXTERNAS

Se reportan 674 indicaciones de pérdidas de metal externa. Las indicaciones

de pérdida de metal externas se resumen como sigue:

La figura 4.1.1 muestra las indicaciones de pérdida de metal externas en

función de la distancia, se puede ver que hay 3 indicaciones con profundidad

reportada del 80% en las distancias odométricas 6+950.2, 80+452.5 y

85+014.9 lo que constituye una condición de excavación inmediata en los 3

casos.

La anomalía externa es más severa detectada se encuentra en la distancia

odométrica 68+351.5 m, tiene una profundidad reportada de 72%, su

longitud es de 63 mm y su ancho es de 82 mm. El factor estimado de

reparación (MAPO/PS) es de 1.053 y su presión segura de acuerdo con

ASME B31G modificado es 1.412 psi.

En la figura 4.1.1 se observan algunas zonas con una acumulación puntual

de indicaciones.

83


(TIXI Javier., 2009)

En la figura siguiente se puede observar la distribución de la cantidad de

indicaciones externas a lo largo del poliducto. La mayor concentración se

encuentra entre las distancias odométricas 4,33 y 79.

La densidad media de pérdida de metal externas es 3,96 por kilómetro.

La indicación con longitud máxima ésta ubicada en la distancia 4+547.1 con

una longitud de 186 mm y un ancho circunferencial de 123 mm. Está ubicada

en la posición horaria 5:15 y tiene una profundidad reportada del 48%.

La indicación con ancho máximo está ubicada en la distancia 46+152.3 con

una longitud de 143 mm y un ancho de 436 mm. Está ubicada en la posición

horaria 6:15 y tiene una profundidad de 37%.

La cantidad de indicaciones y su extensión aconsejan una excavación

planificada en la distancia 0+605.

84



En la figura siguiente se observa la distribución de las indicaciones externas

en función de su factor estimado de reparación a todo lo largo del poliducto,

para la presión máxima de operación de 1487 psi.

Se observa una indicación con factor estimado reparación mayor que 1 por

lo que a la presión máxima de operación amerita una reparación inmediata.

85

Figura 4.3. Distribución de las indicaciones de pérdida de metal externas y

FER.


En la figura siguiente muestra la distribución circunferencial de las

indicaciones de pérdida de metal externas. Se observa que las indicaciones

están distribuidas en forma aleatoria en toda la circunferencia externa de la

tubería.

86

Figura 4.4. Distribución circunferencial de las indicaciones de pérdida de

metal externas


Hay 20 indicaciones que están a menos de 20 cm de la soldadura

transversal, lo que indicaría posibles fallas en revestimiento de algunas

juntas de campo durante la construcción.

87

Tabla 4.1. Indicaciones externas cercanas a la soldadura transversal

ID# Comentario distancia Absoluta

(m)

Long. Tubo (m)

Comentarios Adicionales

Prof. (%)

Espesor Nominal

(mm)

Longitud (mm)

Ancho (mm)

Orient. (reloj) FER

B31G 1991

Kg/cm2

Dist . Aguas Arriba

Soldadura

40000012 GRUPO 2,656.1 13.473 Pérdida de metal Externa 33% 5.56 23.29 90.51 05:00 0.634 164.81 0.05

40000039 GRUPO 4,454.0 13.822 Pérdida de metal Externa

37% 5.56 36.6 57.6 06:00 0.675 154.86 0.12

40000054 GRUPO 4,547.1 13.729 Pérdida de metal

Externa 48% 5.56 186.34 123.43 05:15 0.92 113.63 0.11



38% 5.56 26.62 65.83 01:45 0.652 160.28 0.13


Externa 35% 5.56 26.62 57.6 08:00 0.647 161.65 0.19



29% 5.56 23.29 98.74 06:45 0.63 166.01 0.06


Externa 30% 5.56 19.97 57.6 04:15 0.624 167.42 0.11



31% 5.56 13.31 65.83 07:00 0.613 170,63 0.04


Externa 46% 5.56 23.29 49.37 06:15 0.656 159.32 0.04



22% 5.56 13.31 57.6 04:30 0.608 171.83 0.15


Externa 25% 5.56 13.31 32.91 03:00 0.61 171.39 0.16




18% 5.56 9.98 24.69 03:00 0.604 172.98 0.08


Externa 11% 5.56 6.66 32.91 01:30 0.602 173.68 0.1



Las indicaciones de corrosión cercanas a la costura transversal son de bajo

y medio nivel (menores al 50% y con un factor estimado de reparación

menor a 0.7 en general, aunque hay una indicación con FER 0.92 que se

recomienda que sea investigada).

Se recomienda incluir estas indicaciones cuando sea posible en las

campañas de excavaciones para verificar el grado de avance de corrosión

88

externa sobre las costuras transversales, reparar los efectos críticos y

mejorar las instalaciones. Ver Tabla 4.1.1.

4.1.2. PÉRDIDAS DE METAL INTERNAS

Se reportan 11 indicaciones de pérdida de metal internas y pueden ser

resumidas como sigue:

La figura siguiente muestra que no hay indicaciones con profundidades

mayores al 30%.

Figura 4.5. Profundidades de las indicaciones de pérdidas de metal internas


89

La figura siguiente muestra la distribución de las pérdidas de metal internas y

el factor estimado de reparación FER, como se puede apreciar no hay

indicaciones con FER >1.

Figura 4.6. Factores estimados de reparación de las indicaciones de pérdida

de metal internas


La distribución circunferencial de indicaciones internas de pérdida de metal

se muestra en la figura siguiente.

Se observa que las indicaciones de pérdida de metal internas están

ubicadas en la posición horaria 6 (parte inferior) de la tubería.

90

Figura 4.7. Distribución de la orientación de las indicaciones de pérdida de

metal internas


No se observa corrosión de tipo acanaladura, las indicaciones se concentran

hacia el final del tramo, entre las distancias odométricas Km 156 al Km 167.

4.1.3. DESCRIPCIÓN DE LAS ABOLLADURAS

La herramienta magnética FFM-ID/OD puede detectar las señales

características asociadas con abolladuras, pero no es un dispositivo

concluyente para el dimensionamiento de las mismas. Por otra parte, las

herramientas de medición de deformaciones (Deformation tool) proporcionan

resultados de mayor certeza en el dimensionamiento de abolladuras, aun

que limitados por un umbral de detección del 2% del diámetro.

91

La integración de los resultados del calibrador con la información de fuga de

fluido magnético puede obtener observaciones concluyentes sobre la

naturaleza de las abolladuras (por ejemplo ver las abolladuras asociadas a

otros defectos) y proporcionan resultados más exactos para la evaluación de

la integridad.

Se reportan 206 abolladuras, en las distancias y profundidad que se indican

en la figura 4.1.3. Hay 4 abolladuras cuya profundidad reportada es de

mayor al 6% del diámetro, por lo que se trata de una condición de

investigación inmediata.

Figura 4.8. Distribución de las abolladuras


4.1.4. DESCRIPCIÓN DE LOS DEFECTOS DE FABRICACIÓN.

La instalación interna reportó 7 defectos de fabricación.

92

4.1.5. DESCRIPCIÓN DE LOS OBJETOS METÁLICOS CERCANO S A LA

TUBERÍA

La inspección interior reporto 60 señales características de objetos metálicos

cercanos a la tubería (identificados como “ganancias” en el reporte de ILI).

Su posición horaria se puede apreciar en la figura siguiente.

Figura 4.9. Posición horaria de los objetos metálicos


4.1.6. DESCRIPCIÓN DE LAS ANOMALÍAS DE SOLDADURA

CIRCUNFERENCIAL

La inspección interna no reportó indicaciones características de anomalías

en la soldadura circunferencial.

4.1.7. DESCRIPCIÓN DE LAS AÉREAS DE OVALIDAD Y ARRU GAS

La inspección de deformación no reportó áreas de ovalidad ni arrugas.

93

4.1.8. DESCRIPCIÓN DE LAS REPARACIONES ANTERIORES

Las normativas y prácticas recomendadas al nivel internacional no aceptan

la reparación con parches, recomendando otras formas de reparación como

el reemplazo o la instalación de envolventes metálicas bipartidas completas.

ANSI/ASME B31.4, por ejemplo, especifica que los parches deberían ser

limitados a tamaños de tuberías de 12 ’’de diámetro nominal o más

pequeños y con un grado API 5L X42 o menor.

La razón por la cual los parches no están permitidos para los grados X42 o

mayor se debe al registro de agrietamiento asociado al borde de la

soldadura directa sobre la tubería principal.

En el caso del poliducto Libertad- Manta, con un material API 5L X42, estaría

habilitado para ser reparado mediante parches, aunque no se recomienda

esta práctica.

4.2. IMPORTANCIA DE LAS INDICACIONES DE PÉRDIDA DE

METAL REPORTADAS

Se analiza a continuación la importancia o severidad de las indicaciones de

pérdida de metal en términos de la integridad inmediata del poliducto.

Cabe mencionar que las dimensiones para grupos, o los grupos de

picaduras del informe de inspección interna de la herramienta de fuga de

flujo magnético, se base en una regla de agrupamiento de 6 t x 1”.

4.2.1. MÉTODOS DE EVALUACIÓN UTILIZADOS

Se establece que un método apropiado para evaluar la severidad de las

indicaciones de corrosión en términos de sus dimensiones axiales es el

enfoque del código ASME B31.G Modificado. Este método de evaluación fue

94

acordado con Petrocomercial ara la evaluación de los defectos reportados

por la herramienta de inspección interna.

Adicionalmente se ha efectuado una comprobación por el método de Kastner

de las indicaciones de pérdida de metal, a efectos de comprobar las

presiones de falla en función de las dimensiones circunferenciales de la

misma.

4.2.2. DEFINICIÓN DE LOS CRITERIOS DE INVESTIGACIÓN PARA

PÉRDIDA DE METAL.

El criterio generalmente aceptado internacionalmente esta codificado en el

código ANSI/ASME B31.G y se basa que una tubería corroída es aceptable

para funcionar al 72% de SMYS si la pérdida de metal debida a la corrosión

está limitada a un tamaño equivalente al que se puede sobrevivir una

presión de prueba al 100% SMYS, resultando en un coeficiente de seguridad

de 1.00/0.72=1.39.

Por ende usando la misma filosofía de B31.G, los siguientes criterios de

investigación se han utilizado para determinar si las indicaciones de

corrosión son aceptables para la operación a la MAOP, es decir las

indicaciones son aceptables si:

• Sus dimensiones sobreviven una presión de 1.39 x MAOP.

• Su profundidad máxima no excede el 80% del espesor de pared.

La presión de diseño reportada de 1487 psi corresponde a un nivel de

tensión del 54% de la tensión mínima de fluencia especificada (SMYS), para

el tubo de menor pared reportado (5.56 mm).

De acuerdo con lo anterior, MAOP podría ser mayor, es decir, la presión

máxima de operación permitida podría llegar al 72% de valor de la SMYS.

Sin embargo, no se recomienda elevar la presión hasta no haber

95

comprobado las dimensiones de las indicaciones de pérdida de metal, haber

hecho las reparaciones necesarias y hacer el correspondiente estudio de

uprating.

4.2.3. EVALUACIÓN DE LA PÉRDIDA DE METAL EN FUNCIÓN DE SUS

DIMENSIONES AXIALES

A partir de lo informado por la herramienta de inspección interna y en

función del análisis de integridad inmediata aquí realizado, a la Presión de

Operación se requiere investigar una indicación de pérdida de metal externa,

en función de la presión de falla de grupos de indicaciones.

La gráfica siguiente nos muestra que a la Presión de Operación no hay

defectos que fallen el criterio AMSE B31.G modificado acordado con

Petroecuador.

Sin embargo, hay 5 defectos que por sus dimensiones están en, o cerca de,

la línea de aceptación por lo se recomienda su excavación.

96

Figura 4.10. Grafico de aceptación según las dimensiones de las

indicaciones


Se observa que hay 3 indicaciones con profundidad reportada del 80% que

fallan el criterio de máxima profundidad y una indicación con profundidad

reportada de 72% que están sobre o por encima de la curva de presión

máxima x factor de seguridad.

4.2.4. EVALUACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE METAL EN FUNCI ÓN DE

SUS DIMENSIONES CIRCUNFERENCIALES

A partir de las dimensiones circunferenciales de las indicaciones de pérdida

de metal internas y externas se efectuó una comprobación sometiendo a los

grupos de defectos a una tensión longitudinal que es aproximadamente la

mitad de la tensión circunferencial para establecer si hay indicaciones que

puedan fallar debido a sus dimensiones circunferenciales (Kastner).

97

Se pudo comprobar que a la Presión Máxima de Operación no hay

indicaciones de pérdida de metal que fallen por sus dimensiones

circunferenciales. Ver la siguiente figura.

Figura 4.11. Grafico de aceptación según las dimensiones circunferenciales


98

4.3. IMPORTANCIA DE LAS OTRAS INDICACIONES

REPORTADAS

4.3.1. ABOLLADURA

Se reportaron 206 abolladuras.

Tabla siguiente muestra 4 abolladuras que tienen profundidades reportadas

iguales o mayores al 6% de diámetro por lo que deben ser investigas

inmediatamente.

Tabla 4.2. Abolladuras significativas


(m)

Long. Tubo (m)


Prof. (%)

Longitud (mm)

Orient (reloj)

Dist Aguas Arriba

Soldadura (m)

Dist Aguas Abajo

Soldadura (m)

14000048 ABOLLADURA 35,608.6 13.443 Longitud 96 mm (3.78")

8.4% 36.6 12:15 9.13 4.32

14000096 ABOLLADURA 70,218.9 13.753 Longitud 103 mm (4.06") 6.7% 113.14 12:15 13.14 0.61

14000125 ABOLLADURA 105,090.0 13.470 Longitud 113 mm

(4.45") 7.8% 176.36 03:45 0.49 12.98


14000091 ABOLLADURA 66,937.0 13.486 Longitud 40 mm

(1.57") 5.1% 66.55 08:45 1.56 11.93

14000126 ABOLLADURA 105,098.4 13.470 Longitud 63 mm (2.48")

5.1% 73.21 12:00 8.88 4.59



Hay 3 abolladuras en total que tienen una profundidad reportada mayor al

5% pero menor al 6%, las cuales se recomienda que también sean

investigadas mediante excavación en el campo.

La siguiente figura muestra la distribución circunferencial de las abolladuras

en función de la distancia odométrica. Se puede apreciar que hay gran

cantidad de abolladuras en un tubo en la distancia odométrica 4+640 al

99

4+646 entre las 12:00 y las 3:00 horas y se recomienda una investigación

para determinar la extensión real del daño en la tubería y en el

revestimiento.

No hay abolladuras próximas a grupos de indicaciones de pérdida de metal

externas.

En la siguiente figura se listan las abolladuras que se encuentran las

posiciones 8:00 a 4:00, es decir por encima de la tubería, en general, puede

ser originadas por daños de terceros, por lo que se recomienda hacer un

plan de excavación que incluye a dichas abolladuras para investigarlas en

los próximos 5 años.

El resto de las señales de abolladuras está mayormente “debajo” del

poliducto, entre las posiciones 4:00 y 8:00. Se recomienda excavar aquellas

abolladuras que superan el 6% de profundidad, dejando sin investigar las

abolladuras que están en las posiciones desde 4:00 a 8:00, es decir, debajo

de la tubería, ya que no representan un peligro potencial para la integridad.

100

Figura 4.12. Abolladuras en la parte superior de la tubería.


101

Figura 4.13. Abolladuras en la parte superior de la tubería.


4.3.2. OBJETOS METÁLICOS CERCANOS A LA TUBERÍA

La inspección interior reportó 36 señales características de objetos metálicos

cercanos a la tubería (identificados como “ganancias” en el reporte de ILI).

Su posición horaria se puede apreciar en la figura 4.1.5.

Los objetos metálicos no requieren atención inmediata a no ser que estén

asociados a indicaciones de pérdida de metal externa.

En la Tabla 4.3.2 se lista los objetos metálicos que están próximos a grupos

de pérdida de metal externa. Si bien no hay evidencia que esté en contacto,

se recomienda incluir en el programa de excavaciones dichas localizaciones.

102

Tabla 4.3. Abolladuras significativas


(m)

Long. Tubo (m)


Longitud (mm)

Ancho (mm)

Orient (reloj)

Dist Aguas Arriba

Soldadura

Dist Aguas Abajo

Soldadura

40000007 GANANCIA 33,110.5 13.127 Objeto Metálico 76.53 96.92 06:15 5.45 7.68

40000008 GANANCIA 33,113.4 13.127 Objeto Metálico

136.43 132.16 06:15 8.33 4.79

40000009 GANANCIA 33,114.2 13.127 Objeto Metálico 133.1 88.11 05:15 9.2 3.93


4.3.3. REPARACIONES

La inspección interna reportó 36 reparaciones tipo parche, 3 encamisados y

10 medias suelas.

Por lo mencionado anteriormente se sugiere remover los parches reportados

por la inspección interna cuando se deban hacer reparaciones en las

cercanías de dichos parches.

4.4. ANÁLISIS DE INTEGRIDAD INMEDIATA

Del análisis de integridad inmediata realizado para una presión de operación

máxima de 1487 psi resultó en lo siguiente:

Se deberán excavar en forma inmediata 3 indicaciones de pérdida de metal

externas por su profundidad.

Se deberán investigar una indicación de pérdida de metal externa que tiene

un FER>1.

103

Se deberán excavar en forma inmediata 4 abolladuras con profundidades del

6% o mayores.

Se deberá investigar en forma programada 3 abolladuras con profundidades

mayores al 5%.

Se deberá investigar en forma programada 3 objetos metálicos asociados

con grupos de pérdida de metal.

Se deberá investigar en forma programada las abolladuras que están en la

parte superior de la tubería (ver la siguiente figura de Abolladuras en la parte

superior de la tubería).

4.5. ANÁLISIS DE RIESGOS

No se ha podido realizar un análisis de riesgos cualitativo exhaustivo debido

a la falta de información acerca de la operación del poliducto, zonas de

impacto y demás datos.

Sin embargo se ha efectuado un análisis preliminar teniendo en cuenta la

información suministrada por Petrocomercial juntamente con la información

de la inspección interna, consistente en:

• Datos básicos del poliducto

• Presión de Operación

• Distribución de los defectos de corrosión

El poliducto comienza en la estación libertad y corre de sur a norte, paralelo

a la costa por la ruta conocida como la ruta de sol, hasta la estación terminal

Barbasquillo, en la ciudad de manta.

De acuerdo con la presión de operación, podemos establecer que el riesgo

de falla será principalmente de la modalidad tipo fuga, debido a la

104

profundidad de las indicaciones de pérdida de metal y al nivel de tensión

operativa cercano al 54% SMYS en la descargada en la Estación Libertad.

En su recorrido el poliducto atraviesa zonas cercanas a la costa con nula o

escasa población en la mayor parte del recorrido, atravesando las zonas

suburbanas de las poblaciones costeras.

Figura 4.14. Mapa de la zona costera entre Libertad y Manta


105

Figura 4.15. Traza del poliducto Libertad – Manta


Como el recorrido es paralelo a una ruta costera el mayor riesgo lo aportaría

una pérdida que produzca un derrame importante que llegue hasta la ruta

con el consiguiente peligro para las personas que circulan por allí.

Es importante que el plan de excavaciones comience por los defectos más

profundos (que pueden provocar un derrame) comenzando las

investigaciones desde Libertad hacia Manta, siguiendo el perfil de presión

operativa del poliducto.

106

Es recomendable que se hagan estudios de potenciales paso a paso para

acortar las zonas en que la corrosión externa está activa y poder tomar las

medidas de ajuste del sistema de protección catódica.

4.6. INTEGRIDAD FUTURA EN RELACIÓN AL CRECIMIENTO

DE CORROSIÓN

4.6.1. ESTIMACIÓN DE LAS TASAS DE CRECIMIENTO DE CO RROSIÓN

Se han estimado las tasas de corrosión teniendo en cuenta la vida operativa

del poliducto y se han comprado dichas tasas con las recomendadas por el

código ASME.

4.6.1.1. Corrosión Externa

La corrosión externa ocurre debido a las condiciones del medio ambiente en

el exterior de la tubería (como ser la interacción química natural entre la

superficie exterior de la tubería y el terreno que la rodea). Típicamente, la

superficie exterior de una tubería esta revestida para impedir que el terreno

circundante, u otra condición del medio ambiente, tome contacto con la

superficie del acero, y así impedir el proceso de corrosión. Además, el

proceso de corrosión puede demorarse “eléctricamente” tanto para tuberías

desnudas como para las que están revestidas. El proceso de corrosión

externa puede iniciarse u ocurrir cuando ambas medidas (revestimiento y

protección eléctrica) fallan por alguna razón. El daño del recubrimiento de la

tubería puede ocurrir durante la construcción inicial o puede ser el resultado

de degradación producida por el medio ambiente.

Las Compañías Operadoras de Tuberías usan sistemas de protección

catódica para proteger sus tuberías de la corrosión externa, en caso de que

107

existan defectos en el revestimiento (que es la barrera principal o primaria).

Un sistema de este tipo aplica una corriente continua de muy bajo voltaje en

la tubería para oponerse a las corrientes naturales de corrosión en lugares

donde el recubrimiento de tuberías está dañado.

Está bien establecido que una corriente impresa o suficiente protección

pasiva de ánodos de sacrificio que resulten en un potencial de tubería a

suelo de -850mV (OFF) minimiza la posibilidad de que la pared de la tubería

esté en un estado anódico y, por lo tanto, sin corrosión activa.

Por otra parte la resistividad de terreno alrededor de la tubería es un factor

importante en el proceso eléctrico que conduce a la corrosión externa. Las

áreas de resistividad baja indican una probabilidad alta para la corrosión

mientras la resistividad alta del terreno indica propiedades aislantes

eléctricas naturales para el terreno circundante y el potencial bajo

correspondiente para la corrosión.

El código ASME B31.8S presenta un modelo externo de corrosión

correlacionando resistividad del terreno con tasa de crecimiento de corrosión

(Ver tabla a continuación).

Tabla 4.5. Tasas de corrosión externas con base a modelos de resistividad

s/ASME B31.8S

Tasa de corrosión Resistividad del suelo

(ohm-cm) Mils/año Mm/año

3 0.076 >15000 + corrosión inactiva

6 0.152 1000 – 1500 y/o corrosión activa

12 0.305 < 1000 (peor caso)


No es posible emitir un juicio de valor a cerca del nivel actual de protección

catódica por no contar al momento de este estudio con dicha información.

108

Si bien no se conoce el nivel de protección catódica y teniendo en cuenta

únicamente la información de los defectos existentes en el poliducto, hemos

asumido el escenario de corrosión activa y simulado el crecimiento de las

indicaciones con una tasa de corrosión externa de 12 mils/año (0.305

mm/año), que es una tasa muy alta, superior a la de la mayoría de las

indicaciones tomadas como crecimiento durante la mitad de la vida útil del

poliducto.

En la figura siguiente se muestran la tasa de corrosión de cada defecto

tomando la profundidad reportada y suponiendo que dicha profundidad la

obtuvieron en la mitad de la vida operativa del poliducto. De este modo se

calculó una tasa promedio de 0.120 mm/año y una tasa máxima de 0.369

mm/año, con una dispersión de los datos de 0.057 (desviación típica).

El plan de excavaciones para investigar, se colocaron todas aquellas

indicaciones cuyas tasas son superiores al valor adoptado.

Figura 4.16. Distribución de Tasas de Corrosión Externa


109

4.6.1.2. Corrosión Interna

Basada en la información operativa entregada por Petrocomercial, la tubería

transporta diesel y gasolina.

Los datos de la inspección interna permiten establecer una tasa de

crecimiento de la corrosión interna en función de la antigüedad de la

operación del poliducto. Se ha considerado que los defectos han crecido

hasta profundidad actual durante la vida operativa del poliducto.

Dicha tasa así calculada es en promedio de 0.0467 mm/año y 0.062 mm/año

la tasa máxima encontrada, con una desviación típica de la población de

datos de 0.013.

Las tasas de corrosión de cada defecto tomando la profundidad reportada y

suponiendo que dicha profundidad la obtuvieron en la vida operativa del

poliducto.

Se adoptó una tasa de crecimiento de 0.10 mm/año. A la tasa de corrosión

adoptada para cada indicación de pérdida de metal interna se estima que no

hay excavación necesaria de comprobación en los próximos 5 años.

Figura 4.17. Distribución de Tasas de Corrosión Interna


110

4.6.2. PROGRAMA DE INVERSIÓN FUTURA

Se considera dos criterios de reparación para evaluar la importancia de las

indicaciones de pérdida de metal:

• Que las indicaciones son aceptables si sus dimensiones sobre viven a

una presión de MAOP multiplicada por el factor de seguridad

correspondiente y,

• Que la profundidad máxima no excede un 80% espesor de pared.

Utilizando esos criterios, se calculo el número de investigaciones futuras

para una operación segura a la MAOP, para los 5 años siguientes a la

inspección interior.

Con las tasas de corrosión mencionadas más arriba, se requieren

investigaciones/reparaciones de indicaciones de pérdidas de metal externa

para los próximos años, las mismas se han colocado en la tabla 8. (Plan

excavación surgidas).

4.6.3. INCERTIDUMBRE EN LA MEDICIÓN

En el capitulo anterior se analiza el efecto del crecimiento de la corrosión a

partir de las profundidades y longitudes de las indicaciones de pérdida de

metal reportadas por la inspección interior tal cual fueron reportadas por la

misma, es decir sin tener en cuenta su incertidumbre de medición.

El efecto de la incertidumbre de medición de la herramienta de inspección en

línea en la integridad futura es tratado en forma probabilística, prediciendo el

tiempo requerido para que ciertas indicaciones crezcan hasta que un tamaño

que amenazaría la integridad de la tubería y calculando la probabilidad de

que esto ocurra haciendo variar la profundidad y longitud de los defectos

reportados por la herramienta de inspección interior en función de la

especificación de la misma.

111

En el caso de contar con resultados de excavaciones de comparación

realizadas en este tramo de tubería, en los cuales se puedan identificar la

profundidad y longitud medidos en campo de un número estadísticamente

significativo de muestras, se puede calcular la “desviación real” para esta

herramienta de inspección y este tramo; de no ser así, se utiliza la

especificación publicada de la herramienta de inspección interior.

Para los cálculos de este estudio se utilizo una simulación numérica y se

aplicaron las tolerancias publicadas de la herramienta de TDW y las tasas de

crecimiento de la corrosión con los mismos escenarios definidos en 7.1.

Asimismo, se observa en los resultados que el mecanismo de falla por fuga

prevalece por sobre el de ruptura para este tipo de corrosión. Además, y

como generalización, la corrosión producida por bacterias suele generar

pérdida de metal profundas y de muy corta longitud (denominadas “pinholes”

en ingles ) cuya morfología las pone por fuera de las especificaciones

habituales de los sistemas de inspección interior por Pérdida de Flujo

Magnético, haciéndolas difíciles de dimensionar apropiadamente, en

especial si se encuentran rodeadas por corrosión generalizada.

En consecuencia, se recomienda utilizar un esquema de reparación por

profundidades, investigando todas las aéreas de la tuberías que tengan

indicaciones más profundas a 60%t.

Asimismo, se recomienda reparar la tubería por tramos, es decir que a

investigación/ reparación se haga sobre el área total donde hay reportadas

indicaciones de pérdida de metal.

Experiencias anteriores de inspección interna por flujo magnético en tuberías

con características de corrosión similares a la de este tramo de tubería

mostraron fuga cuando se los investigó en campo.

La experiencia indica que estas locaciones son altamente susceptibles a

producir fugas durante las investigaciones de campo, se recomienda tomar

112

más medidas preventivas adecuadas (como la reducción de presión y las

medidas de contención de fugas).

4.6.4. INTERVALO DE RE INSPECCIÓN

De acuerdo con la corrosión analizada en este estudio, se recomienda re-

inspeccionar con herramienta instrumentada de flujo magnético dentro de 5

años, vale decir, en 2014.

Esto permitirá recalcular tasas de corrosión para el periodo 2009-2014 y

ajustar el programa de investigación de las indicaciones en el campo.

4.6.5. LISTADO DE INDICACIONES A INVESTIGAR EN LOS PRÓXIMOS

5 AÑOS

A las tasas de corrosión estimadas para este estudio se ha calculado la vida

remanente de las indicaciones de pérdida de metal interna y externa. Los

resultados se muestran en la figura siguiente.

La figura siguiente, nos muestra las indicaciones externas a reparar para

extender la vida del ducto por 5 años.

Las indicaciones de pérdida de metal externa destacadas en color son

condiciones de investigación inmediata a la actual presión de operación, el

resto de las indicaciones tienen una fecha límite estimada en función de la

tasa de crecimiento de la corrosión, ubicada en la última columna de la figura

siguiente.

113

Figura 4.18. Reparaciones para aumentar la vida útil a 5 años.


Figura 4.19. Vida remanente de Indicaciones Internas y Externas


114

4.7. PLAN DE REHABILITACIÓN A 5 AÑOS QUE PERMITA

OPERAR CON SEGURIDAD

La Presión de Operación informada por Petrocomercial es de 1487 psi. A

dicha presión hay una sola indicación que falla el criterio ASME B31.G

modificado.

Además, hay defectos con profundidad reportada del 80% y algunos

defectos que por las tasas de corrosión estimada en este estudio pudieran

fallar por profundidad, por lo tanto se deben:

• Reparar todas las indicaciones de pérdida de metal externas.

• Efectuar una campaña de excavaciones para remover otras

indicaciones cercanas a las indicaciones de la figura 4.6.5 e investigar

las abolladuras que se encuentran en la parte superior de la tubería.

• Reparar las abolladuras que tengan profundidad mayor al 5% del

diámetro y que se listan en la figura 4.3.1.

El plan de excavaciones se ha elaborado teniendo en cuenta los factores de

reparación de cada defecto, la profundidad y la tasa de corrosión,

adicionalmente se han incluido defectos que por su longitud o ancho

circunferencial representan aéreas de corrosión generalizada que deben ser

investigadas en forma programada. Se indica asimismo la fecha límite para

efectuar dichas excavaciones de investigación de indicaciones de pérdida de

metal.

4.8. ACCIONES DE REHABILITACIÓN ADICIONALES

Como la tecnología de inspección interna maneja tolerancias y las tasas de

corrosión tienen incertidumbre, para efectos de gerenciar la integridad futura

del poliducto se ha efectuado una simulación del crecimiento de los defectos,

calculando la probabilidad que fallen dentro del intervalo de confianza

115

estadístico, resultando en un tiempo de intervalo de 5 años sin necesidad de

reparaciones adicionales a las recomendadas de los datos de la figura 4.6.5.

Siempre que las investigaciones de validación prueben encontrarse dentro

de las tolerancias de las medidas informadas por la herramienta, se puede

establecer un intervalo de re-inspección que no exceda los 5 años (2014).

La validación de la capacidad de dimensionamiento de la herramienta de

inspección interna es importante para la integridad futura de la tubería.

El Estándar de Calificación de Sistemas de Inspecciones en Línea API 1163,

establece requisitos para el muestreo de los resultados de inspecciones con

herramienta en línea, con el objeto de determinar si la herramienta cumple

con el desempeño especificado.

Se recomienda que en las mediciones de evaluación directa en campo, se

obtengan los datos específicos para cualquier pérdida de metal que esté

accesible durante las actividades de mantenimiento, usando las

recomendaciones de API 1163.

Resumen de Estudio de Integridad Poliducto Libertad – Manta 6” x 170

km

En cumplimiento de las obligaciones asumidas entre Petrocomercial y

Petroenergy en representación de T.D.Williamson Latinoamericana SA de

CV (TDW) se presenta el siguiente reporte con los resultados del estudio de

integridad de la sección de poliducto entre Libertad y Manta, de 170,6 Km de

longitud aproximadamente.

El poliducto de 6” de diámetro fue construido en 1985 e inspeccionado por

TDW en Mayo de 2009, mediante una herramienta de fuga de flujo

magnético. El presente estudio se basa en los hallazgos de la inspección

interna conjuntamente con información adicional, referida al mantenimiento y

operación del sistema, entregada por Petrocomercial.

116

Resultados de la Inspección MLF Cantidad Descripción

685 Anomalías 674 Indicaciones de pérdida de metal externa 11 Indicaciones de pérdida de metal interna 90 Abolladuras 36 Señales de objetos metálicos cercanos al poliducto

Indicaciones de pérdida de metal interna y externa

CORROSIÓN TOTAL d<20%t 20%<d<40% 40%t<d<60%t d=>60%t

EXT 674 263 325 71 15 INT 11 5 6 0 0

Hay 15 anomalías con profundidad superior al 60% de la pared del tubo, 3

de ellas tienen una pérdida de metal reportada del 80%, por lo que se trata

de una condición de investigación inmediata, mientras que 5 anomalías

tienen una profundidad reportada mayor al 70%.

Hay una sola indicación que falla el criterio de presión segura ASME B31.G

modificado, para la Presión de Operación Máxima de 1487 psi, con un FER

de 1,053.

4.9. ANÁLISIS DE COSTO – BENEFICIO

4.9.1. COSTO DEL ESTUDIO TRAMO LIBERTAD - MANTA

Análisis de Costos del Equipo Instrumentado de MFL para la tubería de 6"

tramo Libertad-Manta.

117

Tabla 4.6. Costo de la inspección de la tubería tramo libertad-manta

CONCEPTO CANT. P.U M.N P.U U.S.D

Mano de Obra

Ing. Mecánico – Electrónico 1 $ 987.43 $ 987.43

Especialista en Corrida de MFL 1 $ 763.98 $ 763.98

Ayudante general 4 $ 72.45 $ 289.80

SUBTOTAL $ 2,041.21

EQUIPO

Equipo MFL Instrumentado de 6" 1 $ 523.54 $ 523.54 $ 6,932.81 $ 6,932.81

Equipo de Computo 1 $ 76.14 $ 76.14

Software Interpretación de datos "fallas" 1 $ 951.57 $ 951.57

Equipo DUMMY de 6" 1 $ 2,108.61 $ 2,108.61

Camión Grúa - 6 Ton. 1 $ 139.76 $ 139.76

SUBTOTAL $ 739.44 $ 9,992.99

Materiales

Varios 1 $ 603.21 $ 603.21

SUBTOTAL $ 603.21

TOTAL $ 2,780.65 $ 10,596.20


El precio Unitario, se establece como una longitud de 3 Kms. Por servicio, lo

cual nos da un valor de $ 4,458.95 dólares por Kilometro de servicio.

En la siguiente tabla se especifica el costo total de la inspección por la

herramienta MFL.

Tabla 4.7. Costo total de la inspección de la tubería tramo libertad-manta

170,644 Kilómetros

Cant. Distancia Precio U. Cant Distancia Precio U . TOTAL

1 Kilometro $ 4,458.95

170 Kilometro $ 4,458.95 $ 758,021.12

1 Metro $ 44.59

644 Metro $ 44.59 $ 28,715.62362

1 Centímetro $ 0.446

COSTO TOTAL $ 786,736.74


118

Como se puede verificar en la tabla anterior la distancia del tramo de la

estación Libertad hacia la estación Manta es de 170,644 kilómetros el costo

total de la inspección de la tubería fue de $ 786.736,74 dólares americanos.

El costo por reparación de los tramos con indicaciones de pérdida de metal

con mayor del 40% tuvo un valor de $ 196.452,00 la empresa encargado

para este trabajo fue la misma empresa estatal Petrocomercial.

Entonces se obtuvo un gasto total de $ 983.188,74 dólares en la inspección

con la herramienta chancho inteligente más la reparación de la tubería del

tramo estación Libertad a estación Manta.

4.9.2. Beneficio del bombeo de derivados de poliduc tos de

Petrocomercial

A continuación se detalla cómo se beneficia en el bombeo de derivados por

el poliducto realizado sus estudios y corregido los tramos de remediación de

la tubería.

Tabla 4.9.2. Beneficia Petrocomercial en el bombeo de poliductos

Caudal de bombeo antes del estudio y remediación de la tubería

CAUDAL (BPH) CAUDAL (BPD) CAUDAL (AÑO) Bls Bls Bls

320 7.680 2'803.200

Caudal de bombeo después del estudio y remediación de la tubería

CAUDAL (BPH) CAUDAL (BPD) CAUDAL (AÑO) Bls Bls Bls 430 10320 3'766.800

Diferencia de Mejora en un año

CAUDAL (BPH) CAUDAL (BPD) CAUDAL (AÑO)

Bls Bls Bls 110 2.640 963.600


119

En los 5 años nos da un total de bombeo de 4'818.000 Bls, la cual se

beneficia la empresa Petrocomercial con respecto al diferencial de bombeo

que tenía en los años anteriores antes de realizar el estudio de la inspección

de la tubería con la herramienta chancho inteligente y su respectiva

reparación de los tramos de indicaciones de pérdida de metal.

Costo por operación limitante de operación

Volumen ganado bombeado al año 963.600 Barriles

GANADO AL AÑO 693.600Bls X $ 0.51 = $ 491.436 dólares

GANADO EN LOS 5 AÑOS 4'818.000 Bls X $0.51 = $ 2'457.180 dólares.

Calculo de la Tasa interna de retorno (TIR)

La TIR es la tasa de descuento (TD) de un proyecto de inversión que permite

que el BNA sea igual a la inversión (VAN igual a 0). La TIR es la máxima TD

que puede tener un proyecto para que sea rentable. Entonces para hallar la

TIR se necesitan:

• Tamaño de inversión.

• Flujo de caja neto proyectado.

Inversión del proyecto total es $ 983,188.74 dólares

AÑO FLUJO NETO TIR

0

INVERSIÓN -$ 983,188.74 41%

1 $ 491,436.00

2 $ 491,436.00

3 $ 491,436.00

4 $ 491,436.00 5 $ 491,436.00

TIR= 41%, el Proyecto es rentable

120

Calculo del valor actual neto (VAN)

El VAN es un indicador financiero que mide los flujos de los futuros ingresos

y egresos que tendrá un proyecto, para determinar, si luego de descontar la

inversión inicial, nos quedaría alguna ganancia. Si el resultado es positivo, el

proyecto es viable.

La fórmula del VAN es:

VAN = BNA – Inversión

Entonces para hallar el VAN se necesitan:

• Tamaño de la inversión.

• Flujo de caja neto proyectado.

• Tasa de descuento.

En este proyecto se invierte una cantidad de $ 983,188.74 dólares y con una tasa de descuento (TD) del 14%

Inversión del proyecto total es $ 983,188.74 dólares

AÑO FLUJO NETO VAN

0 INVERSIÓN $ 983,188.74

1 $ 491,436.00 $ 431,084.21 2 $ 491,436.00 $ 378,144.04 3 $ 491,436.00 $ 331,705.30 4 $ 491,436.00 $ 290,969.56 5 $ 491,436.00 $ 255,236.46

Total $ 1,687,139.58

VAN = $ 703,950.84

Después de los 5 años de operación de bombeo de combustibles se obtiene

una utilidad de $ 703.951 dólares.

CONCLUSIONES Y

RECOMENDACIONES

121

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES

Este estudio condujo a las siguientes conclusiones:

• A la presión de operación actual de 1487 psi establecida para el

poliducto, hay un defecto que falla el criterio establecido para

presión segura teniendo en cuenta el factor de seguridad

correspondiente, además ,hay 3 indicaciones de pérdida de metal

externas que tiene una profundidad reportada de 80%.

• La máxima presión de operación permitida (MAOP) reportada de

1487 psi corresponde a un nivel detención del 54% de SMYS para

el tubo de menor pared reportada ( 5,56mm) ,lo que indica que

esta tubería está calificada con una MAOP dentro del límite que

fijan las Normas.

• Las 3 indicaciones de pérdida de metal mencionadas deben ser

investigadas Inmediatamente de igual forma las 11 indicaciones

con profundidad reportada mayor al 60% que están incluidas en el

plan de excavación surgida, con las fechas límite para

investigarlas y las tasas de corrosión interna y externa adoptadas

son conservadoras y algunas indicaciones externas deberán ser

investigadas en los próximos 5 años.

122

5.2. RECOMENDACIONES

Para minimizar los riesgos hacia la integridad de es te tramo de tubería se

recomienda lo siguiente:

• Efectuar las excavaciones de las indicaciones de pérdida de metal

con profundidad reportada mayor al 60%, y en una campaña

programa, reparar las indicaciones con profundidad mayor de

40%.

• Se recomienda reparar los de efectos profundos y aprovechar la

excavación para eliminar defectos adyacentes, de forma tal de

mejorar la instalación a la vez que se baja el riesgo de pérdida de

producto y también deberá realizar la re-inspeccionar con

herramienta instrumentada en el año 2014.

• Como estrategia de reparación usar camisas de soldadas para

evitar las perdidas y cuando hay gran concentración de defectos

cambiar el tubo completo. Petrocomercial debería hacer una

ingeniería de detalle para decidir los casos que ameritan un

reemplazo de tubería, de igual forma se recomienda llevar un

programa regular de limpieza y remoción de impurezas con

polypigs.

123

NOMENCLATURA O GLOSARIO

ANOMALÍA: Cualquier daño mecánico o defecto o condiciones externas que

puedan poner o no en riesgo la integridad del ducto.

ANSI: American National Standard Institute

API: American Petroleum Institute

API 1156: Efectos de Sierra y Rocas Dentadas en Tuberías de Aptitudes

para el Servicio

ASME: Sociedad Estadounidense de Ingenieros Mecánicos

ASME B31.4: Sistema de Tuberías de Transporte para Líquidos

Hidrocarburos y Otros Líquidos

ASME B31.G : Manual para Determinación de Fuerzas Remanentes de

Tuberías Corroídas

ASTM: American Society for Testing and Materials

ABOLLADURA: Depresión en la superficie del tubo

CAMPO MAGNÉTICO: Campo de fuerzas de atracción ferrometálica creado

por magnetos o imanes

CORROSIÓN: Es el proceso de naturaleza electroquímica, por medio del

cual los metales refinados tienden a formar compuestos (óxidos, hidróxidos,

por mencionar algunos) termodinámicamente estables debido a la

interacción con el medio.

DEFECTO: Discontinuidad de magnitud suficiente para ser rechazada por

las normas o especificaciones, o que exceden límites aceptables.

DINAPA: Dirección Nacional de Protección Ambiental

DNH: Dirección Nacional de Hidrocarburos

Dummy: Herramienta de limpieza de dimensiones idénticas al

instrumentado FML que se corre para probar si no existen obstáculos en el

interior de la línea.

124

FER: Factor Estimado de Reparación.

Fuga de flujo magnético: (dispersión de flujo magnético) es el principio

mediante el cual se denomina las discontinuidades superficiales de un tubo y

que se permite establecer la presencia de anomalías por pérdidas de

metálicas internas y externas

IN-LINE INSPECTION (ILI): Técnica de inspección de tuberías que utiliza

herramientas o vehículos instrumentados y que se introducen en las tuberías

o ductos

MLF: Fuga de flujo magnético (Magnetic Flux Leakage)

MOP: Máxima presión de operación

MPO/PS: Máxima Presión de Operación / Presión Segura

NACE: National Association Corrosion Engineers

NACE RP0169: Control de Corrosión Externa en Sistemas de Tubería

Metálica Bajo Tierra o Sumergidas

NPS: Sigla en Inglés del (Nominal Pipe Size) Tamaño Nominal de la Tubería

en pulgadas, de acuerdo con el Código ASME Sección II Parte A

Especificaciones de Materiales Ferrosos Tabla X2.2.

POLI PIG: Herramienta de limpieza de espuma de poliuretano.

PMPO: Presión máxima permisible de operación, es la presión máxima a la

cual se puede operar un ducto que contiene defectos, preservando su

integridad y su factor de seguridad por diseño.

SCADA: Control Supervisado de Adquisición de Datos (Supervisory Control

and Data Acquisition).

SMYS: Tensión mínima de fluencia especificada

125

BIBLIOGRAFÍA GENERAL

• Adopetrol CIA Ltda., (2005), Curso de Integridad y flexibilidad de

ductos.

• API Standard 510. (2006) FOURTEENTH EDITION, JUNE 2006

• ASME B 31.8, (1999), Revisión de ASME B31.8–1995

• ASME/ANSI B31.4, (1998)

• ASME/ANSI B31.8, (1998)

• Baker Hughes presentación. (2003)

• Código ASME, Sección VIII. División 1. Anexo Mandatario 1.

• Corrosion Control in Petroleum Production, (1979), NACE, TPC,

Publication TPC 5.

• Corrpro Tecna Ltda., Evaluación integral de la Integridad de Tuberías

Enterradas.

• Cumbre de la Gerencia de la Tubería, (2005), www.iqpc.com,

Recuperado el 10 de julio de 2012

• Curso de Recipientes a Presión, (2001) ASME Sección VIII.Div.1. Edi.

EPN. Pág. 6

• Dirección nacional de hidrocarburos. Normas, procedimientos y

límites Permisibles.

• Inonik/PetroEnergy, Presentación a OCP, Agosto 2003.

• Integridad de la Tubería, Gis Development

• Jumbo Enríquez Luis, (2005), Maestría en alta gerencia segunda

promoción “sistema de gestión de la integridad mecánica del ducto

esmeraldas-Quito”

• Océano- Centrum, Enciclopedia de la Mecánica, Ingeniería y Técnica,

Editorial Océano, Edición, Pág. 1344

• Padilla Rodrigo, (1990) Manual de Inspeccion técnica, Petroindustrial-

Quito.

126

• Pespen Integrity, (2005), Curso de Integridad en evaluación de

defectos en Líneas de transporte de hidrocarburos.

• Pipeline Integrity Management and Corrosion Control, Junio 2002

• Requisitos Mínimos de Seguridad para diseño, construcción,

operación, mantenimiento e Inspección de tuberías, Petróleos

Mexicanos, noviembre 1979

• Sistema de Gerencia de Integridad de la tubería

• Tapia Ochoa Leonardo Rommel, (1994), Elaboración de

procedimientos de inspección técnica para tanques y líneas de flujo

de la industria petrolera. EPN.

• VILLACRES, Miguel, (2008), Folleto de ultrasonido, Escuela

Politécnica Nacional, Quito.

ANEXOS

127

ANEXO 1.

Rascadores para limpieza interna de la tubería

128

ANEXO 2.

Tablero de control de scada con la cual se arranca el envió de la herramienta

129

ANEXO 3.

Esquema básico de un sistema SCADA

130

ANEXO 4.

Mapa de Poliductos e instalaciones de almacenamiento y distribución de

derivados de hidrocarburos de PETROCOMERCIAL

131

ANEXO 5.

Estación de bombeo cabecera Libertad PETROCOMERCIAL

132

ANEXO 6.

Escombros removidos por la herramienta chancho inteligente

133

ANEXO 7.

Comparación de alcances de detección entre herramientas MFL y

Ultrasonido

134

ANEXO 8.

Reporte de la inspección con la herramienta chancho inteligente tabla 9

135

ANEXO 9.

Mapa de la zona costera tramo Libertad-Manta

136

ANEXO 10.

Trazo del poliducto entre Libertad-Manta

137

ANEXO 11.

Plan de excavacion sugerida

138

ANEXO 12.

Decripcion del poliducto Libertad-Manta

140

ANEXO 13.

Localizacion de soldadura

141

ANEXO 14.

Mano de obra empiezan la excavacion recomendada

143

ANEXO 15.

Herramienta de inspeccion MFL

144

ANEXO 16.

Mínima tensión de fluencia especificada para tubería de acero usada

comúnmente en sistemas de ductos

universidad tecnolÓgica...

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